Системы автоматики и телемеханизированного управления магистральными нефтепроводами

СИСТЕМЫ АВТОМАТИКИ Л ^ И ТЕЛЕМЕХАНИЗИРОВАННОГО < УПРАВЛЕНИЯ I W МАГИСТРАЛЬНЫМИ глава    Н ЕФТЕП РОВОДАМ И

Автоматизация и телемеханизация объектов магистральных нефтепроводов (МН) должны обеспечивать безопасную и безаварийную организацию эксплуатации их при оптимальном числе обслуживающего персонала.

Средства автоматизации магистральных нефтепроводов предназначены для контроля и управления объектами МН из операторной нефтеперекачивающей станции (НПС), местного диспетчерского пункта (МДП), районного диспетчерского пункта (РДП) или центрального диспетчерского пункта (МДП), а средства телемеханизации — для дистанционного управления технологическим оборудованием НПС и линейной части МН из РДП или ЦДП.

С развитием систем автоматизации и переходом на микропроцессорные системы автоматизации должны решаться задачи мониторинга значений технологических параметров и параметров состояния технологического оборудования, анализа режимов работы технологического оборудования в реальном масштабе времени.

13.1. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ АВТОМАТИЗАЦИИ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Система автоматизации объектов магистральных нефтепроводов предназначена для контроля, защиты и управления. Система автоматически должна обеспечивать автономное поддержание заданного режима и его изменение по командам оператора.

Система автоматизации магистральной насосной должна обеспечивать:

централизацию контроля и управления магистральной и подпорной насосной;

автоматическую защиту магистральной и подпорной насосной;

автоматическую защиту и управление магистральными и подпорными насосными агрегатами;

автоматическое регулирование давления; автоматизацию вспомогательных систем; автоматическое пожаротушение.

При размещении на общей площадке нескольких магистральных насосных следует совмещать для них решение задач автоматизации и телемеханизации, которое включает:

управление магистральными насосными агрегатами, вспомогательными системами, задвижками подключения НПС к магистральному нефтепроводу, задатчиками автоматических регуляторов давления и системой автоматического пожаротушения;

обеспечение измерения и регистрации давления на приеме и выходе НПС (до и после регуляторов давления), а также измерение перепада давления на фильтрах и температуры перекачиваемой нефти на приеме НПС;

срабатывание предупредительной и аварийной сигнализации;

управление задвижками устройства приема и пуска (пропуска) скребка и сигнализации положения задвижек; переключение на управление из МДП или РДП.

К основным функциям системы автоматизации НПС относятся функции защиты, управления и контроля.

Остановимся на содержании функций защиты, которые реализуются на общестанционном и агрегатном уровне.

Общестанционные защиты должны отключать оборудование НПС по параметрам:

минимальное давление на приеме НПС; максимальное давление в коллекторе НПС до узла регулирования давления;

максимальное давление на выходе НПС после узла регулирования давления;

максимальный перепад на регуляторе давления; минимальное давление в системе маслоснабжения; затопление помещения магистральных насосов (или общего укрытия);

пожар в помещениях со взрывоопасными зонами;

превышение допустимого уровня загазованности в помещениях со взрывоопасными зонами;

понижение давления в камерах беспромвальной установки;

достижение аварийного уровня нефти в резервуаре — сборнике утечек.

Агрегатные защиты должны отключать магистральные насосные агрегаты по параметрам:

минимальное давление масла (при принудительной системе смазки);

максимальная температура подшипников агрегата и корпуса насоса;

повышенная утечка нефти через уплотнения;

минимальное избыточное давление в корпусе электродвигателя;

максимальная вибрация;

неисправность цепей управления и защит электродвигателя;

иным параметрам, предусмотренным технической документацией заводов-изготовителей.

Ряд защитных функций выполняется с помощью автоматической защиты, в том числе: отключение работающих магистральных насосных агрегатов; включение (или отключение) вспомогательных систем; сигнализация о возникновении повреждения.

В зависимости от параметра, по которому сработала защита, она должна осуществлять одновременное отключение всех работающих агрегатов; поочередное отключение работающих агрегатов, начиная с первого по потоку нефти.

Для защиты магистрального трубопровода и магистральных насосных агрегатов по давлениям на приеме НПС, на выходе насосов и выходе НПС должны, как правило, применяться две защиты по давлениям. Эти защиты настраиваются на разные значения по давлениям (предельное и аварийное) и обеспечивают взаимное дублирование.

Защиты по аварийным давлениям должны предусматривать одновременное отключение всех работающих магистральных насосных агрегатов. Защиты по предельным давлениям должны воздействовать на отключение одного агрегата. При повторном достижении предельного параметра должно осуществляться отключение следующего агрегата и т.д.

Уставка защиты по предельному давлению на выходе насосной должна устанавливаться выше, чем задание регулятору давления на выходе насосной в установившемся режиме (рабочего давления насосной) для обеспечения "зазора безопасности" при работе системы автоматического регулирования давления в допустимых пределах.

Разница уставок между защитами по предельному и аварийному давлению на выходе насосной должна обеспечивать селективность срабатывания защит.

Срабатывание автоматических защит по давлению на приеме насосной должно осуществляться с выбираемой (в пределах до 15 с) выдержкой времени, необходимой для исключения их срабатывания при прохождении воздушных пробок, запуске агрегатов, отключении агрегатов на соседних станциях и т.п. При отсутствии необходимого запаса по давлению допускается настройка датчиков защиты по давлению на приеме насосной на одинаковое значение давления и срабатывание защит с разными выдержками времени с интервалом 5 —8 с.

При отключении по параметрам, отклонение которых от нормы вызвано изменениями режима в трубопроводе или перегрузкой энергосистемы, должна предусматриваться возможность повторного дистанционного пуска насосных агрегатов из МДП или РДП после выяснения причины нарушения режима. Для общестанционных защит должен осуществляться запрет дистанционного пуска магистральных насосных агрегатов из МДП и РДП с возможностью снятия блокировки по месту (из операторной). Этот запрет не должен препятствовать управлению вспомогательными системами и задвижками подключения насосной к магистрали.

Функции управления должны предусматривать возможность управления НПС из операторной, МДП и РДП. При этом магистральные насосные агрегаты могут работать в автоматическом (при пуске из операторной, МДП или РДП), резервном, кнопочном и испытательном режимах.

Пуск магистральных насосных агрегатов может осуществляться на открытую (полностью), закрытую и открывающуюся задвижку.

Функции контроля заключаются в следующем: контроль за соответствием текущих значений основных технологических параметров значениям, предусмотренным правилам технической эксплуатации МН;

контроль за изменением состояния оборудования НПС, срабатывания защит, что должно сопровождаться звуковой и световой сигнализацией;

непрерывный мониторинг значений технологических параметров, параметров состояния оборудования.

13.2. АВТОМАТИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА И УПРАВЛЕНИЕ МАГИСТРАЛЬНЫМИ НАСОСНЫМИ АГРЕГАТАМИ

Управление магистральными насосными агрегатами может осуществляться в следующих режимах:

автоматический, в котором пуск или остановка агрегата происходит по программе при получении соответствующей команды непосредственно из операторной, МДП или пункта управления более высокого уровня;

резервный, в котором осуществляется автоматическое включение данного агрегата при отключении из-за неисправности одного из работавших насосных агрегатов устройствами защиты работавшего агрегата. При переводе агрегата в "резервный" режим должна быть выполнена часть программы запуска, предшествующая включению масляного выключателя;

кнопочный, в котором управление каждым элементом агрегата выполняется по индивидуальным командам из операторной или по месту;

испытательный, в котором проводится проверка работы схемы управления агрегатом без включения масляного выключателя (или приводов всех элементов магистрального насосного агрегата).

В зависимости от пусковых характеристик электродвигателя, схемы электроснабжения и системы разгрузки уплотнений могут применяться различные программы пуска, отличающиеся положением задвижки на выходе насоса в момент пуска основного электродвигателя: на открытую (полностью) задвижку; на закрытую задвижку;

на открывающуюся задвижку (задвижка стронулась с закрытого положения или находится в промежуточном положении).

Программа пуска "на открытую задвижку" является предпочтительной, так как обеспечивает наименьшие динамические нагрузки в трубопроводной обвязке агрегата и наименьшие хлопки обратных клапанов, установленных на обводной линии насосов. Программу рекомендуется применять, если пусковые характеристики электродвигателя и схема электроснабжения рассчитаны на соответствующие пусковые режимы.

Программа пуска "на закрытую задвижку" применяется, если установленное электрооборудование не может обеспечить пуск на открытую задвижку.

Программа пуска "на открывающуюся задвижку" применяется, когда неприемлема программа "на открытую задвижку" и когда установленные у насоса задвижки имеют привод небольшой мощности и поэтому не могут быть открыты при перепаде давления, создаваемом насосным агрегатом при закрытой задвижке.

Программа автоматического отключения должна предусматривать остановку магистрального насосного агрегата, а также закрытие задвижек агрегата.

При срабатывании систем автоматической защиты магистральной насосной или магистрального насосного агрегата должна выполняться программа автоматического отключения магистральных насосных агрегатов, переведенных на автоматический и резервный режимы.

В схемах автоматики магистрального насосного агрегата рекомендуется предусматривать:

время задержки срабатывания защиты (по вибрации) на период переходного процесса при включении и отключении любого из магистральных насосных агрегатов (в пределах до 15 с);

прекращение программы пуска агрегата и остановку задвижек при получении команды на его отключение до завершения ранее выполнявшейся программы запуска;

отключение агрегата и выдачу аварийного сигнала при произвольном изменении положения любой из задвижек включенного агрегата, работающего в автоматическом или резервном режиме;

подачу команды на включение основного электродвигателя коротким импульсом длительностью 1 с;

постоянный контроль за исправностью цепей включения и отключения масляного выключателя;

перевод в другой режим управления без изменения состояния агрегата, если такое изменение не предусматривается при переводе в другой режим.

Для каждого магистрального насосного агрегата, кроме показывающих манометров, для контроля за давлением на приеме и выходе насоса следует устанавливать приборы контроля за давлением масла (при принудительной смазке), охлаждающей воды, а также кнопки аварийного отключения (при размещении насоса и электродвигателя в разных помещениях кнопки отключения устанавливают в обоих помещениях) .

Аппаратура автоматики, устанавливаемая в операторной, может предусматривать:

сигнализацию состояния основного электродвигателя (включен, отключен) и параметров срабатывания автоматической защиты агрегата;

автоматическое управление агрегатом и перевод его в различные режимы работы;

измерение мощности, потребляемой электродвигателем (или силы тока), и длительности (в часах) работы агрегата;

контроль за температурой обмоток статора электродвигателя, подшипников насосного агрегата, охлаждающей воды (или воздуха), корпуса насоса, если это предусматривается документацией на агрегат.

Индикация состояния агрегата и режима его работы, наличия аварийного состояния осуществляется селективно, а остальную информацию допускается воспроизводить по вызову.

13.3. АВТОМАТИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА И УПРАВЛЕНИЕ ПОДПОРНЫМИ НАСОСНЫМИ АГРЕГАТАМИ

Система автоматизации подпорных насосных должна обеспечивать:

централизацию контроля и управления подпорной насосной;

автоматическую защиту подпорной насосной; автоматическую защиту и управление подпорными насосными агрегатами;

автоматизацию вспомогательных систем.

При централизации контроля и управления следует предусматривать:

дистанционное управление каждым подпорным насосным агрегатом;

сигнализацию состояния агрегата (включен, отключен, аварийно отключен);

дистанционное управление задвижками на коллекторах подпорной насосной;

автоматическое включение резервного подпорного агрегата.

Система автоматической защиты подпорного насосного агрегата должна обеспечивать его остановку при неисправности. Объем параметров защиты определяется заводом-изготовителем агрегата (насоса и двигателя).

Система управления агрегатом должна предусматривать возможность управления агрегатом в автоматическом, резервном и испытательном (рекомендуется) режимах.

Автоматическое управление агрегатом должно предусматривать выполнение заданной программы его включения или отключения при получении соответствующей команды из пункта управления (операторной, МДП или РДП).

Последовательность выполнения программы при включении и отключении должна определяться исходя из особенностей конструкции агрегата и технологической схемы подпорной насосной.

При необходимости схема автоматического управления должна включать управление вспомогательными системами агрегата в нерабочем состоянии (подогрев масла, циркуляция нефти, опорожнение коллектора и т.п.).

У каждого подпорного насоса по месту должны устанавливаться показывающие манометры для контроля за давлением на выходе.

Конструкция отборных устройств для контроля за давлением подпорных насосов должна обеспечивать их работоспособность при низких температурах окружающего воздуха.

13.4. АВТОМАТИЗАЦИЯ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ

Система автоматизации вспомогательных сооружений включает автоматизацию систем водоснабжения, канализации, теплоснабжения (котельной), а также автоматизацию дизельных электростанций (ДЭС).

Автоматизация вспомогательных систем имеет целью своевременное включение и отключение механизмов и, при необходимости, регулирование соответствующих параметров работы систем для обеспечения нормальных условий работы технологического оборудования.

Вспомогательные системы (смазки, охлаждения, вентиляции) являются общими для всех агрегатов, всегда работают при работающих магистральных и подпорных агрегатах, могут включаться одновременно одной командой. Их отключение может проводиться также общей командой и может выполняться автоматически после остановки всех агрегатов.

Одновременно с включением и отключением вспомогательных систем может осуществляться открытие и закрытие задвижек подключения НПС к магистральному трубопроводу.

Системы вентиляции, служащие для создания подпора в помещениях, камерах или оборудовании, и системы приточной вентиляции для взрывоопасных помещений должны включаться перед пуском магистральных и подпорных насосных агрегатов.

При установке в помещениях со взрывоопасными зонами сигнализаторов загазованности с двумя пределами сигнализации при достижении первого (предельного) уровня загазованности должны включаться системы аварийной вентиляции и подаваться звуковой и световой сигналы.

При длительном сохранении концентрации выше предельного (порядка 10 мин) рекомендуется осуществлять отключение всех работающих насосных агрегатов.

В системе централизованной смазки рекомендуется предусматривать:

регулирование, измерение и сигнализацию температуры масла;

сигнализацию максимального и минимального уровней в баках маслосистемы;

сигнализацию максимального и минимального уровней в аккумулирующем баке при работе маслосистемы.

Насосы откачки утечек нефти могут управляться автоматически в зависимости от предельных уровней в резервуаре-сборнике. Автоматическое отключение насоса, откачивающего нефть из резервуара-сборника, может проводиться по минимальному уровню или через определенное время после включения. Аналогично может осуществляться автоматизация откачки утечек для подпорных насосных, резервуарных парков и т.д. На НПС без емкости следует учитывать блокировку запуска насоса, выполняющего откачку утечек на прием магистральной насосной, в случае, если давление в магистрали на приеме превышает максимальное давление, а также при отключении насосной от магистрали.

В системе откачки утечек рекомендуется предусматривать автоматическое включение резервного насоса параллельно основному, если через заданное время (порядка 1 мин) после запуска основного насоса уровень в сборнике не снизится.

Схема откачки утечек на НПС без емкости должна предусматривать контроль за аварийным максимальным уровнем в емкости сбора утечек с помощью самостоятельного датчика, несвязанного с предельными уровнями.

На всех НПС магистральных нефтепроводов должно предусматриваться автоматическое пожаротушение помещений со взрывоопасными зонами согласно СНиП 2.04.09-84.

Системы автоматического пожаротушения должны одновременно выполнять функции автоматической пожарной сигнализации.

Система автоматического пожаротушения должна включать:

автоматическую световую и звуковую сигнализацию в пункте управления и защищаемом помещении о возникновении пожара;

автоматическое, дистанционное и местное управление средствами автоматического пожаротушения;

автоматическую защиту помещений и оборудования по пожару — автоматическое отключение насосных агрегатов, закрытие задвижек подключения магистральной насосной к нефтепроводу или резервуарному парку, отключение системы вентиляции в защищаемом помещении и включение аварийной вентиляции при срабатывании газосигнализаторов согласно СНиП 2.04.05-91;

устройства переключения с автоматического пуска на ручной с соответствующей сигнализацией.

Селективная сигнализация пожара, дистанционное управление средствами автоматического пожаротушения должны предусматриваться в операторной (или МДП) с дублированием сигнализации о пожаре и срабатывании системы автоматического пожаротушения на пожарном посту.

Автоматическое пожаротушение помещений со взрывоопасными зонами может быть пенным или порошковым.

Автоматизация пенного пожаротушения должна включать:

автоматическое и дистанционное включение насосов раствора пенообразователя;

автоматический пуск рабочих насосов, в том числе и насосов-дозаторов;

автоматический пуск резервных насосов, в том числе и насоса-дозатора, в случае отказа пуска рабочего насоса (или рабочий насос не выходит на режим) в течение установленного времени;

автоматическое открытие запорной арматуры с электроприводом;

местное управление устройствами компенсации утечки раствора пенообразователя и сжатого воздуха из трубопроводов и гидропневматических емкостей;

местное и дистанционное включение насосов; отключение автоматического пуска насосов; автоматический контроль за приборами, регистрирующими срабатывание узлов управления и формирующими импульс на включение пожарных насосов и насосов-дозаторов;

автоматический контроль за аварийным уровнем воды, пенообразователя в емкости, дренажном приямке;

контроль за исправностью звуковой и световой сигнализации в помещениях и на территории; отключение звуковой сигнализации.

Формирование командного импульса автоматического пуска насоса-дозатора осуществляется элементами электроуправления, фиксирующими пуск пожарного насоса.

Автоматизация порошкового пожаротушения должна включать:

автоматический пуск системы;

отключение и восстановление режима автоматического пуска системы;

дистанционный пуск системы;

контроль за исправностью электрических цепей управления пиропатронами (определение обрыва);

контроль за давлением воздуха (азота) в баллонах; контроль за световой и звуковой сигнализацией; отключение звуковой сигнализации.

На объектах магистральных нефтепроводов должны применяться тепловые или световые датчики пожарной сигнализации (пожарные извещатели). Пожарные извещатели теплового типа (тепловые извещатели) должны иметь температуру срабатывания, на 20 — 40 °С превышающую максимальную температуру окружающего воздуха.

Датчики пожарной сигнализации в резервуарах дрлжны устанавливаться рядом с пеногенераторами и их число соответствовать числу пеногенераторов. В каждой точке необходимо установить по два извещателя.

Запуск системы автоматического пожаротушения должен осуществляться при срабатывании двух датчиков пожарной сигнализации (пожарных извещателей). Эта схема может быть реализована двумя лучами, к которым подключены разные датчики, или с помощью пожарного концентратора, принцип действия которого позволяет определить число сработавших в луче датчиков.

Тепловые пожарные извещатели следует устанавливать на

зво потолке на расстоянии 100 — 300 мм от перекрытия, допускается подвеска извещателей на тросе. Кроме того, их необходимо монтировать в каждом отсеке потолка, ограниченном строительными конструкциями (балками, прогонами, ребрами плит и т.п.), выступающими от потолка на 0,4 м и более.

В одном помещении следует устанавливать не менее двух пожарных извещателей.

Система автоматического пенного пожаротушения должна предусматривать селективное управление запорными устройствами на линиях подачи пены к защищаемым объектам, а также задержку подачи пены на время, определяемое плавлением легкоплавких замков пенокамеры или соображениями техники безопасности.

Аппаратура автоматического управления насосами пожаротушения и запорными устройствами на пенопроводах может устанавливаться в помещении пожарных насосов или операторной (МДП) НПС.

Схемы управления насосами и запорными устройствами в системе автоматического пожаротушения могут предусматривать возможность независимого автоматического, дистанционного и местного управления.

Включение системы автоматического пожаротушения должно сигнализироваться в защищаемом помещении световым и звуковым сигналами. Световой сигнал должен устанавливаться в обслуживаемых помещениях в месте, доступном для обзора из любой точки помещения, а в необслуживаемых помещениях — перед входом в помещение.

При пожаротушении световой сигнал оповещения в виде надписи на световом табло "Пена — уходи" и звуковой сигнал оповещения должны выдаваться одновременно в пределах защищаемого помещения.

Система водоснабжения должна предусматривать автоматическую подачу воды в резервуары противопожарного запаса, а также закрытие задвижек на линиях подачи воды в систему производственно-технического водоснабжения при минимальном уровне в этих резервуарах и при включении пожарных насосов.

Дистанционный контроль за уровнем и температурой воды в наземных резервуарах противопожарного запаса воды и раствора пенообразователя может осуществляться сигнализацией предельных уровней в операторной (МДП).

В операторной (МДП) следует предусматривать световую сигнализацию:

положения задвижек на линиях подачи пены к защищаемым помещениям;

максимального и минимального давления в сети подачи воды при работе насосов пожаротушения;

работы и неисправности насосов системы автоматического пожаротушения;

предельных уровней и температуры воды в резервуарах противопожарного запаса воды и раствора пенообразователя; отключения звуковой сигнализации о пожаре; отключения автоматической подачи пены в насосную.

13.6. ОБЪЕМ АВТОМАТИЗАЦИИ ОПЕРАТОРНОЙ (МДП)

Задачи управления, регулирования, измерения и сигнализации обычно решаются на уровне операторной (или МДП).

Объекты управления; магистральные и подпорные насосные агрегаты; подготовка насосной; насосы системы пожаротушения; задвижки узла подключения, резервуарного парка, узла учета, на линиях подачи пены; деблокировка сигналов защит по давлениям; аварийная остановка насосной.

Объекты регулирования — давление на приеме и выходе насосной.

Объекты измерения: давление на входе в резервуарный парк, приеме и выходе насосной, выходе насосов; расход по трубопроводу; параметры качества нефти (на станциях с емкостью); уровень нефти в резервуарах; давление на входе узла учета.

Объекты сигнализации: магистральные, подпорные насосные агрегаты (включен, готов к дистанционному запуску, авария, в резерве); подготовка насосной (включено); насосы системы пожаротушения (включено); задвижки узла подключения, резервуарного парка, узла учета, на линиях подачи пены (открыто, закрыто); скребок (принят, запущен); пожар в защищаемом помещении; загазованность насосной; затопление насосной; переполнение резервуаров-сборников; неисправность вспомогательных систем; неисправность вспомогательных сооружений; аварии вспомогательных систем и сооружений; повышенное давление в подводящем трубопроводе; срабатывание защиты по переливу; превышение расхода в резервуарном парке; предельный и аварийный уровни в резервуарах; отключение параметров качества нефти; неисправность пункта учета нефти.

Система автоматизации также должна выполнять функции отображения и регистрации, расчета и анализа эксплуатационных параметров работы основного оборудования, документирования и архивации, связи.

13.7. ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Средства телемеханизации объектов магистральных нефтепроводов предназначены для обеспечения дистанционного управления технологическим оборудованием НПС из РДП или ЦДЛ.

Объектами телемеханизации МН являются магистральные насосные, подпорные насосные, оборудование инженерных сооружений и энергохозяйства.

Телемеханизация должна обеспечивать: централизованный контроль за режимом работы нефтепровода для обеспечения его безаварийной работы и оптимизации режимов работы;

централизованное управление магистральными, подпорными агрегатами и задвижками;

централизованный сбор информации о возникновении аварийных ситуаций для сокращения времени локализации аварий;

централизованный сбор информации о режиме работ и техническом состоянии оборудования.

Системы телемеханики должны удовлетворять следующим требованиям:

телесигнализация аварийных сообщений и телеуправление магистральными, подпорными агрегатами и задвижками для локализации аварийных ситуаций должны иметь быстродействие в пределах 2 —5 с;

цикл опроса телеизмерений состояния оборудования и режимов работы нефтепровода должен приниматься в пределах 20 — 40 с.

Объектами телемеханизации являются: магистральные и подпорные насосные; вспомогательные системы; резервуарные парки; узлы учета нефти; узлы приема и пуска (пропуска) устройств очистки и диагностики трубопровода; энергохозяйство.

звз

Система телемеханики НПС должна выполнять следующие функции:

контроль за состоянием магистральных и подпорных насосных агрегатов, положением запорной арматуры и изменением ее состояния, срабатыванием аварийных защит, отключением электропитания и переходом на резервное питание, переходом на местное управление, подготовкой магистральных и подпорных насосных агрегатов к дистанционному управлению, подготовкой задвижек к дистанционному управлению, приемом и пуском устройств очистки и диагностики;

управление оборудованием НПС (магистральная насосная, вспомогательные системы, подпорная насосная, узлы приема и пуска (пропуска) устройств очистки и диагностики, резер-вуарный парк);

измерение посредством датчиков давления, датчиков температуры и вибрации, средств измерения электрических параметров (силы тока, напряжения, мощности);

обмен информацией с уровнем РДП по телемеханическим протоколам, а также с системой автоматики по стандартным интерфейсам.

13.8. ИНФОРМАЦИОННАЯ СИСТЕМА

ОАО "АК “ТРАНСНЕФТЬ”

Информационная система ОАО "АК "Транснефть" в настоящее время представляет набор программных комплексов, каждый из которых используется для организации информационного обеспечения в своей процессной области. Все программные комплексы (кроме фи-нансово-экономического блока и управления персоналом) располагаются на трех уровнях: ОАО "АК "Транснефть"; ОАО МН, районное нефтепроводное управление (РНУ).

Между уровнями происходит обмен данными как сверху вниз, так и снизу вверх, т.е. исходные данные, формируемые на уровне РНУ, собираются в МН и затем сходятся на уровне АК. С уровня АК происходит репликация обработанной информации.

Рассмотрим отдельные программные комплексы, составляющие информационную систему АК "Транснефть".

Автоматизированная система контроля и иполнения договоров (АСКИД) предназначена для оперативного учета и ведения документов различных видов, подготовки отчетов, сопровождающих процессы приема, транспортировки и сдачи нефти, а также для решения специальных задач, обеспечивающих мониторинг и управление указанными процессами (табл. 13.1).

Система диспетчерского контроля и управления (СДКУ) предназначена для обеспечения диспетчерского контроля над технологическим процессом транспортировки нефти, а также для управления технологическим процессом и предоставления информации о его состоянии другим информационным системам. Система работает на трех основных уровнях: центральный диспетчерский центр (Т ТЛ11), территориальный диспетчерский центр (ТДЦ), региональный диспетчерский центр (РДЦ) (табл. 13.2).

Таблица 13.1

Основные функция системы и подразделения, где эти функции используются

Таблица 13.2

Основные функции системы и подразделения, где эти функции используются

РДЦ получает данные системы телемеханики на линейных участках трубопроводов. Далее полученные данные аккумулируются и периодически передаются в ТДЦ и ЦДЦ. Управление отдельными системами линейных участков возможно с любого уровня, но реально осуществляется только в РДЦ.

Систему "СКУТОР" можно представить как единую справочную систему с базой данных по всей инфраструктуре ОАО "АК "Транснефть", ориентированную на управление техническим обслуживанием и ремонтом объектов нефтепроводов и решение специфических расчетных задач, связанных с этими процессами.

Система "СКУТОР" обеспечивает:

обобщенное, схематическое изображение сети трубопроводов с нанесенными на нее основными объектами и сооружениями, обеспечивающими транспорт нефти (нефтепровода, НПС, РП);

возможность детализации и вызова технологических схем и соответствующих объектов транспорта нефти путем выбора их на схеме;

получение справочных (паспортных) данных по объектам, в том числе и по соответствующим элементам схем; расчет статического и динамического стока нефти; получение отчетных форм и экспорт данных.

Основные функции системы:

1. Получение справочной информации (в том числе и в графическом виде) по следующим элементам инфраструктуры:

вдольтрассовые сооружения; внутритрубные обследования; грунты;

документы — схемы, акты, отчеты, письма (показ документов, получение отчетов о наличии схем и отчетов по привязкам); изоляция;

номенклатура ЦБПО;

НПС (показ информации об оборудовании, установленном на НПС);

нормативно-справочная информация (НСИ) нормативные документы, параметры типов нефти, параметров типов грунтов, сортамент труб, классы оборудования и их паспорта, сведения об организациях;

отказы и аварии (отображение имевших место аварий за выбранный период времени на схемах ОАО с помощью графических значков);

профили участков нефтепроводов (показ профиля данного участка в графическом виде и распечатка его, отображение километровых столбов участков);

паспорт нефтепровода (дополнительно по сведениям об НПС, находящихся на нем, и его участках); пересечения нефтепроводов; подводные переходы; раскладка труб; резервуарные парки;

ремонты линейной части (отображение проведенных работ за выбранный период времени на схемах ОАО с помощью условных графических значков); узлы учета нефти; установленное оборудование; участки (перегоны НПС — НПС); электрохимзащита; энергоснабжение.

2.    Графическое изображение укрупненных схем нефтепроводов (с возможностью детализации в интерактивном режиме) и вывод этих схем на печать.

3.    Отображение на схемах аварий и ремонтов.

4.    Ведение информации о внутритрубных исследованиях, а именно:

перенос, привязка и корректировка данных системы "Эксперт";

привязка данных внутритрубных обследований к геодезическим ориентирам;

коррекция данных внутритрубной диагностики; получение отчетов о внутритрубных исследованиях.

5.    Расчет статического стока (самостока) нефти.

6.    Расчет динамического стока нефти.

Информация в системе "СКУТОР" делится (в известной степени условно) на неоперативную со временем обновления не менее месяца и оперативную со временем обновления до месяца.

Работая с системой "СКУТОР", пользователь может: просматривать данные неоперативной информации через табличные формы просмотра информации;

добавлять, изменять, удалять данные неоперативной информации через табличные формы ввода информации;

вызывать расчетные задачи, включенные в систему, и пользоваться результатами расчетов;

просматривать схемы магистральных нефтепроводов, их участков, отдельных объектов (таких, как НПС), осуществляя переход от одних схем к другим или, работая со схемой, вызывать информацию по конкретному объекту из табличной формы просмотра;

отображать аварии и ремонты на нефтепроводах в виде значков на соответствующих схемах;

получать отчетные формы, предусмотренные системой "СКУТОР";

осуществлять экспорт данных из системы в некоторые другие приложения, такие как, MS Word, Excel для создания своих собственных отчетов;

работать с оперативной информацией системы, просматривая и (если даны соответствующие права) корректируя соответствующие данные.

Для пользователей существует система разграничения прав доступа по должностям и отделам.

В состав системы "СКУТОР" входят следующие компоненты:

SKYTOR — ядро системы, включающее библиотечные модули, которые обеспечивают передачу управления между различными базами данных (БД) и компонентами системы, а также запуск прикладных задач;

CLIENTS — клиентская часть справочной БД, содержащая модули, запросы, формы, локальные таблицы, настройки, средства администрирования, обеспечивающая запуск прикладных задач других компонент системы, поддерживающая ввод (модификацию), а также отбор данных (по фильтрам);

CONSTRU8 — программы БД конструктивных элементов технологического оборудования;

GRAMS — компонент, реализующий привязку элементов технологических схем и другой графической информации к прочим объектам БД системы "СКУТОР";

ORGANS — справочник организаций и их телефонов;

SPIDER — компонент сбора оперативной информации;

STOKLIB — компонент, решающий задачу расчета статического стока нефти;

DINSTOK — компонент, решающий задачу расчета динамического стока нефти;

HLP — hip-файлы справочной системы.

К системе "СКУТОР" можно подключать дополнительные модули:

информационные подсистемы просмотра данных на основе программы SLIDER по отдельным техническим заданиям ОАО и РНУ;

подсистему просмотра данных внутритрубных обследований центра технической диагностики (ЦТД) "Диаскан", обеспечивающую разбор файлов отчетов ЦТД и загрузку их в БД а также графическую интерпретацию результатов на основе программы SLIDER.

Основной объем информации вносится в систему на уровне РНУ с последующим уточнением и корректировкой на уровне ОАО. На уровне АК предусматриваются минимальные корректировки информации в системе.

Программное обеспечение системы "СКУТОР" можно разделить на две группы: серверная часть и клиентская часть.

Серверная часть состоит из ядра системы, обеспечивающего функционирование компонентов системы "СКУТОР"; технологических схем транспорта нефти и других графических материалов; конструктивных элементов технологического оборудования; оперативных данных; справочников — телефонных абонентов и сведений об организациях; информации о состоянии объектов нефтепроводов.

Клиентская часть позволяет просматривать технологические схемы транспорта нефти и получать доступ к формам отображения информации как путем непосредственного указания элементов на схемах, так и посредством кнопочного управления из форм. Функции просмотра схем и построения графиков сделаны в виде объектных модулей.

Таблица 11.9 Значения интеграла столкновений для полярных компонентов

Пример. Рассчитать вязкость сероводорода при атмосферном давлении и температуре 67 °С.

6

По табл. II.I находим для H,S М = 34,082; а = 3,49; (е/k) = 343; 6 *=. 0,21. Рассчитываем Т*

т* = (67 + 273)/343 = 0,991.

Для^Г^# = 0,991 и б = 0,21 по табл. II.9 находим

= 1,6077.

По формуле (11.17) рассчитываем вязкость

_ 0,00269^34,082 340    _АЛ|,„

^^H*S    3,492    1,6077    0,0148    сП.

к

11.4.3. РАСЧЕТ ВЯЗКОСТИ ПРИ ЗАДАННОМ ДАВЛЕНИИ

Для определения вязкости газа прк заданных давлении р и температуре Т необходимо следующее.

1.    Одним из способов, описанных выше, определить вязкость газа при атмосферном давлении и температуре Т — р_ат;

2.    Найти критические и приведенные параметры газа гоглэсяо п. II.3.

3.    По графику, приведенксму на ркс. II.6, для найденных р„_р и Гпр определить ц* = |л/,и_ат.

4.    По известным ,ц_ат и и* рассчитать искомую вязкость при заданных р и Т — Ц =

Рис. II.в. Зависимость отношения вязкостей ji* от приведенного давления р_Пр при различных приведенных температурах Г_гр

Пример. Определить вязксс-ь rasa, состав е<ото?ого приведен в табл. II.7, при температуре 67 °С н давлении .SC вгс/сн*.

Вязкость при атмосферное давлении ji_aT принимаем равной 0.СН2-) сП.

Критические параметры для rasa данного состава = 47,6 кгс/см*. Т_кр = 218,4 К-

Определяем приведекные гарамегры

_Рпр = 150/47,6 —3.1-5; Г_пр = 340/2 IB.4 = 1,56.

По рис. II.6 находим ц^§ = 1.5.

Рассчитываем вязкость прк ISO кгс/см⁵ н 3 40 К:

(.1 = 1,5 0,0124- = 0. Q1S5 сП.

II. 5. КОЭФФИЦИЕНТ С В ЕРХСЖИМА ЕМОСТН

ПРИРОДНОГО ГАЗА

Коэффициент сверхсжимаеиосгн rasa—функция давления, температуры и состава газа.

Метод определения коэофниие[ та сверх сжимаемости следует выбирать исходя нз состава газа. Большинстве мстодоб определения коэффициента сверхсжи-

к

докритическое) давление для всех компонентов смеси, затем но аддитивности находят псевдокритическое давление всей смеси. Аналогичным образом вычисляют псевдокритическую температуру смеси.

Для иллюстрации этого положения приведем пример расчета.

Пример 1.5. Требуется вычислить коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении 12 МПа и температуре 290 К. Молярный состав газа, %: N₂ - 0,03; СН₄ - 0,8985; С₂Н₆ - 0,03 С0₂ - 0,006; С,Н_В - 0,013; н-С₄Н₁₀ - 0,004; мзо-С₄Н₁₀ - 0,005 «-С₅Н₁₂ - 0,004; z-C₅H₁₂ - 0,003; С_еН₁₄ - 0,025; C₇H_1G - 0,002 С₈Н₁₈ - 0,002.

Решение. На основании свойств аддитивности сначала определяют псевдокритические параметры смеси. Пример расчета приведен в табл. 1.6.

По данным табл. 1.6 псевдокритическая температура смеси Г_кр - 201 К, псевдокритическое давление р_к? = 4,744 МПа. Зная эти величины, по уравнениям (1,14) и (1.15) определяют псев-доприведенные параметры смеси:

12    290

р'п = — = 2,53; г; = — = 1,44.

4,744    210

При этих псевдоприведенных параметрах из рис. 1.4 определяется коэффициент сверхсжимаемости z ~ 0,77.

В случаях, когда состав смеси неизвестен, псевдокритические параметры газа можно найти с помощью графиков Брауна (рис. 1.5).

Таблица 1.6

Псевдокритические параметры газовой смеси

Псев до при 8б дв иное давление

Рис. 1.4. Коэффициент сверхсжимаемости газа:

a - в зависимости от приведенных параметров; б - при низком приведенном давлении

Пример 1.6. По данным предыдущего примера по графикам Брауна определить коэффициент сверхсжимаемости газа.

Решение. Сначала по табл. 1.6 находят относительную плотность газа:

д _    _    18,659    _    q Q4

29    29    ~    ¹

ми исчезает. При повышении температуры жидкости процесс диффузии ускоряется, при понижении температуры замедляется.

Диффузия в газах происходит значительно быстрее, чем в жидкостях, так как скорость движения и длина пути, проходимого молекулой от одного соударения до другого, в газах значительно больше, чем в жидкостях.

Кинетическую теорию газов можно построить на основании некоторых общих положений и опытных фактов [2], а именно:

это полная хаотичность движения молекул;

пропорциональность средней скорости молекул квадратному корню из абсолютной температуры;

средние кинетические энергии молекул разных газов, находящихся при одинаковой температуре, равны между собой.

В молекулярной физике рассматриваются явления, вызванные действием колоссального количества частиц. В одном кубическом сантиметре газа при нормальных условиях содержится 2.69 • 1Q¹⁹ молекул. Каждая молекула при нормальных условиях испытывает в секунду около миллиарда столкновений с другими молекулами, в результате чего постоянно меняется ее скорость, а путь молекулы является весьма сложной ломаной линией, подобной пути броуновской частицы.

Для решения задач молекулярной физики пользуются статистическими закономерностями. В статистической физике рассматривается конкретная молекулярная модель и к ней применяются математические методы статистики.

Большое число соударений, испытываемое молекулой газа, объясняет факт медленного перемещения молекул в газах, хотя тепловые скорости молекул порядка сотен метров в секунду. Испытывая миллиард столкновений в секунду, молекула непрерывно меняет направления своего движения, результирующее перемещение оказывается очень небольшим. Молекула за секунду уходит от своего начального положения на несколько миллиметров или даже меньше.

Среднее расстояние, которое проходит молекула между двумя столкновениями, называется средней длиной свободного пробега молекул. Для расчета этой величины при низких давлениях Чапмен и Каулинг предложили следующую формулу:

где X — средняя длина свободного пробега молекул, см; N — число молекул в 1 см³; о — диаметр молекулы, см.

Средняя длина свободного пробега молекул не зависит от их массы и температуры. При атмосферном давлении д\я всех газов она составляет порядка 10'⁵ см, что в 200 — 400 раз больше диаметра молекул. Для идеальных газов при давлении 10 МПа это значение становится соизмеримым с диаметром молекул, а при 1,3-10^бМПа достигает 1 см.

Средняя длина свободного пробега молекул обратно пропорциональна числу молекул в единице объема, т.е. обратно пропорциональна плотности газа или давлению.

При давлении р, отличном от атмосферного р_ат,

^ ⁼ ^-атРат / Р^ш

Основное уравнение кинетической теории газов: произведение давления газа р на его объем V равно одной трети произведения массы т молекулы на число молекул N' и на квадрат средней квадратичной скорости с:

_ру = -N'mc².    (1.1)

з

Средняя квадратичная скорость равна корню квадратному из суммы квадратов всех скоростей, поделенной на число молекул ЛГ:

^С V N’ ’

Это уравнение можно записать еще в виде

_v= 2ATm?l₌ 2_n,-j,₌2_{е    (1 2)}

3    2    3    3    ^к ’

где Е’ =тс²/2 — средняя кинетическая энергия одной молекулы; Е — кинетическая энергия всего газа.

1.2.2. ОСНОВНЫЕ ГАЗОВЫЕ ЗАКОНЫ

Из основного уравнения кинетической теории газов (1.1) и (12) можно вывести все газовые законы, ранее установленные экспериментально.

J Д ПРОТИВОКОРРОЗИОННАЯ -i-    ЗАЩИТА НЕФТЕПРОВОДОВ

Г Л А В А    И РЕЗЕРВУАРОВ

14.1. КЛАССИФИКАЦИЯ КОРРОЗИОННЫХ ПРОЦЕССОВ

Коррозия металлов — это процесс, вызывающий разрушение металла или изменение его свойств в результате химического либо электрохимического воздействия окружающей среды.

Классификация коррозионных процессов приведена на рис. 14.1. В условиях магистральных трубопроводов наиболее распространена электрохимическая коррозия — окисление металлов в электропроводных средах, сопровождающееся образованием электрического тока.

Термин "электрохимическая коррозия" объединяет коррозионные процессы следующих видов:

коррозия в электролитах — коррозия металлов в жидких средах, проводящих электрический ток (вода, растворы кислот, щелочей, солей);

почвенная коррозия — коррозия подземных металлических сооружений под воздействием почвенного электролита;

электрокоррозия — коррозия металлических сооружений под воздействием блуждающих токов;

атмосферная коррозия — коррозия металлов в атмосфере воздуха или другого газа, содержащего пары воды;

биокоррозия — коррозия, вызванная жизнедеятельностью микроорганизмов, вырабатывающих вещества, ускоряющие коррозионные процессы;

контактная коррозия — коррозия металлов в присутствии воды, вызванная непосредственным контактом двух металлов.

Процесс коррозии начинается с поверхности металлического сооружения и распространяется вглубь его. По результатам осмотра поверхности сооружения можно судить об

Рис. 14.1. Классификация коррозионных процессов

интенсивности и характере коррозионного разрушения конструкции.

Различают сплошную и местную коррозию. В первом случае продуктами коррозии покрыта вся поверхность, находящаяся в контакте с коррозионной средой. Сплошная коррозия может быть равномерной, протекающей с одинаковой скоростью по всей поверхности, и неравномерной, протекающей с неодинаковой скоростью на различных участках поверхности металла (например, коррозия углеродистой стали в морской воде).

Местная коррозия — это окисление металла на отдельных участках металлической поверхности. Она может быть следующих видов (рис. 14.2):

пятнами с глубиной повреждения много меньшей его диаметра;

язвенная с глубиной повреждения примерно равной его диаметру;

точечная с глубиной повреждения много большей его диаметра;

подповерхностная, при которой коррозионный процесс идет под слоем неповрежденного металла;

структурно-избирательная, при которой разрушается какой-то один компонент сплава;

межкристаллитная, при которой коррозионное разрушение имеет место на границе между кристаллами;

коррозионное растрескивание, при котором коррозион-

Рис. 14.2. Виды местной коррозии металла:

а — пятнами; б — язвенная; в — точечная; г — подповерхностная; д — структурно-избирательная; е — межкристаллитная; ж — коррозионное растрескивание

но-механическое воздействие приводит к образованию трещин в металле.

Очевидно, что местная коррозия более опасна, чем сплошная.

В зависимости от вида коррозии ее скорость оценивают по-разному. Так, скорость сплошной равномерной коррозии определяют по потере металла за единицу времени с единицы поверхности. Скорость язвенной, точечной, межкристаллит-ной коррозии характеризуют увеличением глубины коррозионного повреждения в единицу времени. Показателем скорости структурно-избирательной коррозии является изменение прочности металла (например, временного сопротивления) в единицу времени.

14.2. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПРОЦЕССАХ НА ПОВЕРХНОСТИ ТРУБОПРОВОДА, НАХОДЯЩЕГОСЯ В ПОЧВЕ

Металлический изолированный трубопровод, уложенный в грунт, имеет незначительные контакты с влагой почвы через неплотности в слое изоляции. Почвенная влага представляет собой электролит различного состава и концентрации. Контакт металла с почвенным электролитом вызывает образование коррозионных элементов.

Если на поверхности металла, погруженного в электролит, имеются участки с различными электрическими потенциалами и они соединены через массу металла, то во внешней цепи, соединенной через электролит, ток течет от более высокого потенциала к более низкому. Участок с более высоким потенциалом будет анодом, а участок с меньшим потенциалом — катодом.

На металлической поверхности трубопровода могут возникать катодные и анодные участки при наличии какой-либо неоднородности электрохимического потенциала поверхности. Эта неоднородность является причиной возникновения коррозионных элементов (коррозионных пар), приводящих к местному разрушению металлической поверхности. Причины неоднородности электрохимических потенциалов — структурная неоднородность металла, включения в стали, неравномерное распределение деформированных зон (напри-мер, местный наклеп), местные напряжения, неодинаковое качество защитного изоляционного слоя или местные дефекты в нем.

Причиной образования коррозионных элементов (пар) могут быть также риски и насечки на поверхности металла.

В дефектных местах изоляционного покрытия металл оказывается более электроотрицательным, становится анодом и разрушается.

В почве при условии неравномерной аэрации (притока воздуха) к поверхности трубопровода создаются аэрацион-ные участки, на поверхности которых протекает местная коррозия.

Неравномерный электрохимический потенциал также может создавать недостаточное перемещение в почве растворенных солей и кислот вследствие их недостаточной диффузии (рис. 14.3).

При электрохимической коррозии реакция взаимодействия электролита с металлом подразделяется на два самостоятельно протекающих процесса: анодный и катодный.

Анодный процесс состоит в том, что ионы металла пере-

Рис. 14.3. Схема возникновения коррозионных элементов:

а — при неодинаковой концентрации солей в почве; б — при различном составе почвы; в — при местном нарушении изоляционного покрытия; 1 — небольшая концентрация солей в почве; 2    — высокая

концентрация солей в почве; 3 — трубопровод; 4 — песок; 5 — глина; 6 — почва; 7 — дефектное место в изоляционном покрытии; К — катод; А — анод ходят в раствор почвенного электролита, где происходит их гидратация. В результате на анодных участках происходит разрушение металла вследствие выноса ионов металла в почву. При этом в металле эквивалентное количество электронов переходит на катод. Анодный процесс для металла может быть изображен в виде реакции

лИ₂0

e^[M] ^ M⁺лИ₂0.    (14.1)

В результате накопления электронов в металле и катионов в растворе, значительно смещающих скачок электродного потенциала в отрицательную сторону, анодный процесс должен был бы прекратиться, если бы в системе не происходили другие электродные процессы.

Рассмотрим протекание анодного процесса на стальном подземном сооружении. Основным компонентом стали является железо. Поэтому главное место будут занимать электрохимические процессы на железе.

Первичным процессом на железном аноде будет переход двухвалентного иона железа в электролит (в почву):

лИ₂0

2 е ^Fe ^ Fe ++лИ₂0.    (14.2)

Процесс на этом обычно не заканчивается. Двухвалентный ион железа может участвовать в различных химических реакциях с веществами почвы. Однако это уже вторичные процессы.

Поскольку почвы обладают основными или нейтральными свойствами, в них присутствуют ионы ОН^-. При взаимодействии с ними образуется гидрат железа

Fe ^{+ +} + 20H^- = Fe(0H)₂.    (14.3)

Если в объеме электролита почвы, примыкающего к анодным участкам, достаточно железа, то будет протекать реакция дальнейшей гидратации железа:

1

2Fe(0H)₂ + - 0₂ + И₂0 = 2Fe(0H)₃.    (14.4)

2

Катодный процесс характеризуется ассимиляцией избыточных электронов, появившихся в металле, каким-либо деполяризатором D, содержащимся в растворе. Деполяризатором D может быть атом или ион, способный восстановиться на катоде

В кислой почве будет происходить водородная деполяризация катодного процесса:

H+ + e ^ H    (14.6)

и далее

H + H ^ H₂.    (14.6а)

Более распространенным катодным процессом в почвенных условиях является кислородная деполяризация:

0₂ + 2H₂0 + 4e ^ 40H^-.    (14.7)

Протекание кислородной деполяризации в коррозионном процессе в грунте требует наличия кислорода в месте катодного процесса. Поэтому условия доставки кислорода к месту протекания катодного процесса в известной мере определяют ход коррозионного процесса.

Анодный процесс протекает на участках с более отрицательным начальным потенциалом поверхности, катодный — с более положительным. Материальный эффект процесса кор -розионного разрушения металла преобладает на анодных участках, так как из сооружения уносятся ионы железа в почву.

Схематически процессы катодной и анодной поляризации при работе коррозионного гальванического элемента представлены на рис. 14.4.

Характеристики коррозионного элемента не остаются постоянными вследствие протекания тока в цепи гальванического коррозионного элемента. В результате этого потенциалы анода и катода изменяются в сторону взаимного сближения. Их первоначальная разность V_K0 — V_A0 уменьшается до V_K — V_A. Это изменение потенциалов называется анодной или катодной поляризацией.

Металл Электролит

Рис. 14.4. Схема работы коррозионного гальванического элемента

Анодная поляризация — смещение потенциала анода в положительную сторону при прохождении анодного тока. Катодная поляризация — смещение потенциала катода в отрицательную сторону при прохождении катодного тока.

Приведенные на рис. 14.5 кривые называются поляризационными кривыми анодного и катодного процессов: кривая Е_а — А для анодного процесса и кривая Е_К — К для катодного процесса.

Поляризационная кривая — графически построенная зависимость потенциала электрода Е от плотности i проходящего тока.

Ток I гальванического элемента зависит от разности катодного и анодного напряжений и сопротивления электрической цепи

(14.8)

где Р_А, Р_К — поляризационные сопротивления анода и катода; R — сопротивление электрической цепи.

Ei

А

К

Рис. 14.5. Поляризационные кривые

i

Если сопротивление электрической цепи упадет до нуля (R = 0), ток I не может увеличиваться бесконечно вследствие наличия поляризационных сопротивлений.

Производные потенциала по плотности тока dE_K/di_K и dE_A/di_A представляют истинную поляризуемость катода и анода при данной плотности тока i. Численно они равны тангенсам углов:

dE

tg а = —^А;    (14.9)

tg в =    (14.10)

diK

где tg а — поляризуемость анода при плотности i тока; tg в — поляризуемость катода при той же плотности i тока.

Мерой измерения легкости протекания электродного процесса служит величина di/dE. Ее можно назвать истинной эффективностью катодного или анодного процесса при данной плотности тока.

14.2.1. ВЛИЯНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ СОСТАВА И ВНЕШНИХ УСЛОВИЙ НА ПОВЕРХНОСТЬ МЕТАЛЛА

Для строительства трубопроводов и резервуаров применяют малоуглеродистые и низколегированные стали. Кроме железа, они содержат углерод (до 2 %), легирующие примеси (хром, никель, марганец, медь) и примеси, которые невозможно полностью удалить в металлургическом процессе (сера, фосфор, кислород, азот, водород). Неоднородный состав сталей благоприятствует возникновению коррозионных пар в соответствующей среде.

Для возникновения тока при электрохимической коррозии металла необходимо наличие катодной и анодной зон. В анодной зоне протекает реакция окисления, заключающаяся в потере металлом своих электронов и образованием ион-атомов:

Ме ^ Ме^п + + ne.

Переходя в раствор электролита, ион-атомы металла вызывают его постепенное разрушение — коррозию.

В катодной зоне протекает реакция восстановления — присоединение свободных электронов каким-либо веществом, называемым деполяризатором. Если роль деполяризатора играют ионы водорода 2Н+ + 2e ^ 2н ^ Н₂, то такая реакция называется реакцией водородной деполяризации. Если же деполяризатором выступает кислород:

в кислой среде 0₂ + 4Н+ + 4e ^ 2Н₂0; в щелочной среде 0₂ + 2Н₂0 + 4e ^ 4(0Н)^-,

то такая реакция называется реакцией кислородной деполяр изации.

Из рассмотрения механизма электрохимической коррозии следует, что интенсивность процесса зависит от скорости образования ион-атомов металла (и свободных электронов), а также от наличия кислорода и воды. Учитывая, что на ско-

Рис. 14.8. Примеры возникновения коррозионных элементов на трубопроводе из-за различия условий на поверхности металла:

а — прокладка под насыпью автодороги; б — пересечение грунтов разной плотности; в — разное удаление участков сечения трубы от поверхности грунта; 1 — песок; 2 — суглинок; 0₂ — кислород; А — анодная зона; К — катодная зона; стрелками показано направление движения ион-атомов металла

Рис. 14.7. Коррозионные элементы на трубопроводе:

а — окалина; б — царапина; в — вмятина; г — сварной шов; А — аподная зона, К катодная зона; стрелками показано направление движения ион-атомов металла

рость образования ион-атомов влияют температура, концентрация раствора электролита и другие внешние условия, то можно сделать следующее заключение: если на поверхности одного и того же металла создать различные условия, то одна часть его поверхности станет анодом по отношению к другой.

Примеры образования гальванических элементов из одного металла приведены на рис. 14.6.

В первом случае (см. рис. 14.6, а) анодом является электрод, помещенный в подогретый электролит. Это связано с тем, что в подогретом электролите растворение металла происходит более интенсивно. Аналогичная картина наблюдается и в слабоконцентрированном растворе собственной соли по сравнению с концентрированным раствором этой соли (см. рис. 14, б). Наконец, при подаче к одному из электродов воздуха на нем облегчается протекание реакции кислородной деполяризации, характерной для катода (см. рис. 14.6, в).

К образованию коррозионных элементов на трубопроводе (рис. 14.7) приводят доступ кислорода к различным участкам его поверхности, разная влажность грунта, неоднородность микроструктуры металла. Примеры возникновения коррозионных элементов приведены на рис. 14.8.

14.2.2. ВЛИЯНИЕ СОСТАВА ПЕРЕКАЧИВАЕМОЙ СРЕДЫ НА КОРРОЗИЮ МЕТАЛЛА

Нефти представляют собой смесь различных углеводородов с неуглеводородными компонентами (спирты, фенолы, соединения серы, кислорода и др.). Если предельные и непредельные углеводороды совершенно инертны к металлам, то неуглеводородные компоненты вступают с металлом в химическую реакцию. Особенно опасны сернистые соединения (элементарная сера, сероводород, меркаптаны), которые являются причиной от 3 до 20 % случаев коррозионного повреждения внутренней поверхности трубопроводов. Сернистые соединения нефти попадают при ее переработке и в нефтепродукты.

Большую опасность в коррозионном отношении представляют также органические кислоты, образующиеся в результате окисления углеводородной и неуглеводородной составляющих товарных топлив при их хранении и применении.

Таким образом, нефть и нефтепродукты в той или иной мере являются коррозионно-активными.

14.2.3.    МЕХАНИЗМ НАВЕДЕНИЯ БЛУЖДАЮЩИХ ТОКОВ НА ПОДЗЕМНЫЕ МЕТАЛЛИЧЕСКИЕ СООРУЖЕНИЯ И ИХ РАЗРУШЕНИЕ

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 и трамваев, линии электропередач, установки катодной защиты и др.

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

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

14.2.4.    ОСОБЕННОСТИ КОРРОЗИИ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Резервуары подвержены атмосферной, почвенной и внутренней коррозии, протекающей, в основном, по электрохимическому механизму. Замечено, что резервуары интенсивнее корродируют в промышленно развитых регионах, а также вблизи морского побережья, что связано с более коррозионно-активным составом атмосферы. Атмосферной коррозии подвержена наружная поверхность кровли и обечайки. Разрушению в результате почвенной коррозии подвергается наружная поверхность днища. Механизм коррозии в данном случае тот же, что и трубопроводов.

По характеру коррозионных повреждений внутренней поверхности и степени воздействия коррозионно-активных компонентов нефтепродуктов резервуар разделяют на следующие характерные зоны:

внутренняя поверхность кровли и верхняя часть корпуса, находящаяся в контакте с паровоздушной смесью;

часть корпуса, находящаяся в области попеременного смачивания (зона ватерлинии);

часть корпуса, находящаяся в области постоянного смачивания нефтью (нефтепродуктами);

днище и нижний (первый) пояс, находящиеся в контакте с подтоварной водой.

Скорость коррозионного разрушения кровли определяется составом подсасываемого в резервуары воздуха и его влажностью. При уменьшении температуры кровли и обечайки резервуара (например, ночью) на их внутренней поверхности, контактирующей с газовым пространством, происходят обильная конденсация паров воды и насыщение образовавшегося конденсата кислородом. В условиях наличия электролита (вода) и активного деполяризатора (кислород) происходит электрохимическое разрушение металла.

В области попеременного смачивания коррозия протекает достаточно интенсивно. Здесь не только присутствуют необходимые для этого компоненты (вода, кислород), но также сказывается эффект дифференциальной аэрации. В результате образуется гальванический элемент, в котором анодом является несмоченная поверхность, а катодом — смоченная, разделенные ватерлинией.

В области постоянного смачивания нефтью (нефтепродуктами) также происходит коррозионное разрушение металла. При повышении температуры обечайки пристенные слои нефти (нефтепродукта) также нагреваются и из них выделяется растворенный кислород. 0дновременно с этим нагретая нефть (нефтепродукт) поднимается вверх, увлекая за собой подтоварную воду. В результате слои нефти (нефтепродукта), примыкающие к обечайке, обогащаются не только кислородом, но и водой, что создает благоприятные условия для коррозии металла.

Ночью, при охлаждении слоев продукта, прилегающих к стенке, конвективные токи направлены вниз. При этом нефть (нефтепродукт) захватывает кислород из газового пространства и капельки воды, осаждающиеся на холодной стенке из паровоздушной смеси, что также способствует коррозии обечайки резервуаров.

Более высокая скорость коррозии смоченной поверхности резервуаров с бензином (до 0,5 мм/год), чем резервуаров с дизельным топливом (до 0,25 мм/год) или мазутом (не более 0,025 мм/год) объясняется тем, что в углеводородах с меньшей плотностью растворимость кислорода больше. Аналогичная связь между скоростью коррозии резервуаров и плотностью жидкости наблюдается у нефтяных резервуаров.

Коррозия днища и нижнего (первого) пояса резервуара происходит благодаря наличию в нем подтоварной воды. В резервуаре для нефти и нефтепродуктов эта вода содержит соли и кислоты. Наиболее интенсивно разрушается днище в области приемораздаточного патрубка, где на процесс электрохимической коррозии накладывается механическое разрушение металла твердыми частицами перемещающимися с трением по днищу во время операций приема — отпуска продукта.

Из сказанного можно сделать вывод, что коррозия трубопроводов и резервуаров — процесс неизбежный. Однако человек, вооруженный знанием механизма коррозии, может затормозить его таким образом, чтобы обеспечить сохранение работоспособности этих сооружений в течение длительного времени.

14.3. ЗАЩИТНЫЕ ПОКРЫТИЯ ДЛЯ НЕФТЕПРОВОДОВ

Изоляционные покрытия, применяемые на подземных магистральных трубопроводах, должны удовлетворять следующим основным требованиям: высокие диэлектрические свойства; сплошность;

хорошая адгезия — прилипаемость к металлу трубопровода; водонепроницаемость;

высокая механическая прочность и эластичность; высокая биостойкость;

термостойкость (не размягчаться под воздействием высоких температур и не становиться хрупкими при низких температурах);

простота конструкции покрытий и возможность механизации их нанесения;

недефицитность материалов, входящих в состав покрытия; долговечность.

Противокоррозионную защиту подземных трубопроводов осуществляют покрытиями на основе:

полимерных материалов (полиэтилен, термоусаживающие-ся и термореактивные полимеры, эпоксидные краски и др.), наносимых в заводских или базовых условиях;

термоусаживающихся материалов (полимерные липкие ленты, битумные и асфальтосмолистые мастики), наносимых в базовых или трассовых условиях.

ГОСТ Р 51164 — 98 "Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии" рекомендует 22 конструкции защитных покрытий трубопроводов нормального и усиленного типов. Покрытия усиленного типа значительно более разнообразны по конструкции (их 19). К ним предъявляются повышенные требования по таким показателям как прочность и относительное удлинение при разрыве, адгезия к стали, переходное сопротивление и др.

Защитные покрытия усиленного типа применяют на трубопроводах диаметром 820 мм и более независимо от условий прокладки. Кроме того, этот тип покрытия используют независимо от диаметра трубопроводов при прокладке их в зонах повышенной коррозионной опасности: засоленные почвы любого района страны; болотистые, заболоченные, черноземные и поливные почвы, а также участки перспективного обводнения или орошения;

подводные переходы и поймы рек, а также переходы через железнодорожные и автомобильные дороги;

участки промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлака;

участки блуждающих токов источников постоянного тока; участки трубопроводов с температурой транспортируемого продукта выше 30 °С;

территории насосных станций; пересечения с различными трубопроводами; участки трубопроводов, прокладываемых вблизи рек, каналов, озер, водохранилищ, а также населенных пунктов и предприятий.

Во всех остальных случаях применяют защитные покрытия нормального типа.

В зависимости от используемых материалов различают мастичные, полимерные и комбинированные покрытия.

К мастичным относятся покрытия на основе битумных и асфальтосмолистых мастик.

Конструкция битумных покрытий сложилась в результате их длительного применения. Сначала идет слой грунтовки, получаемый при нанесении на трубу раствора битума в бензине или дизтоплива. 0н заполняет все микронеровности на поверхности металла. Грунтовка служит для более полного контакта, а, следовательно, лучшей адгезии между поверхностью металла и основным изоляционным слоем — битумной мастикой.

Битумные мастики представляют собой смесь тугоплавкого битума (изоляционного — БНИ-1У-З, БНИ-IV, БНИ-V; строительного —    БН-70/30,    БН-90/10), наполнителей (минераль

ных — асбеста, доломита, известняка, талька; органических — резиновой крошки; полимерных — полипропилена, низкомолекулярного полиэтилена, полидиена) и пластификаторов (полиизобутилена, полидиена, масел соевых, масла зеленого, автола). Битумную мастику наносят на трубу при температуре 150—180 °С. Расплавляя холодную грунтовку, мастика проникает во все микронеровности поверхности металла, обеспечивая хорошую адгезию изоляционного покрытия.

Для защиты слоя битумной мастики она покрывается сверху защитной оберткой (стеклохолстом, бризолом, бика-рулом, оберткой ПДБ и ПРДБ).

Сведения о конструкциях мастичных покрытий на основе битумных мастик приведены в табл. 14.1.

Изоляционные покрытия на основе битумных мастик применяют при темпераутре транспортируемого продукта не более 40 °С и на трубопроводах диаметром не более 820 мм.

Т а б л и ц а 14.1

Конструкции битумных изоляционных покрытий

Для защиты трубопроводов применяют полимерные покрытия на основе следующих материалов: экструдированный полиолефин, полиуретановые смолы, термоуса-живающиеся материалы, эпоксидные краски, полимерные или битумно-полимерные ленты.

Сведения о конструкции полимерных покрытий приведены в табл. 14.2.

Тип полимерного покрытия выбирают в зависимости от условий его эксплуатации. Одним из определяющих параметров является температура транспортируемого продукта ?_п. Так, усиленное ленточное покрытие применяют при ?_п < < 40 °С, покрытие на основе экструдированного полиолефи-на — при ?_п не более 60 °С, покрытие на основе термостойких полимерных лент, полиуретановых смол, эпоксидных красок — при ?_п не более 80 °С, покрытие на основе термо-усаживающихся материалов — при ?_п до 100 °С. Есть ограничения по использованию изоляционных материалов в зависимости от диаметра трубопровода. Так, некоторые типы ленточных полимерных покрытий и покрытия на основе эпоксидных красок применяют на трубах диаметром не более 820 мм. Покрытия же на основе экструдированного полиоле-

Т а б л и ц а 14.2

Конструкции полимерных покрытий

фина и полиуретановых смол допускают к использованию на трубопроводах диаметром от 273 до 1420 мм.

С 2001 г. в ОАО "АК "Транснефть" покрытие трубопроводов полимерными лентами прекращено. Используются только комбинированные покрытия.

На участках со сложными почвенно-климатическими условиями и особенно на подводных переходах, где трубы нередко укладывают методом протаскивания, к изоляционным покрытиям предъявляют особо высокие требования: значительная механическая прочность, низкая степень истираемости, высокая адгезия к металлу, химическая стойкость, долговечность. В этих условиях очень привлекательно выглядят антикоррозионные покрытия из полиуретанов. Данный материал обладает высокими изолирующими свойствами, значительной твердостью, эластичностью, чрезвычайно высоким сопротивлением истиранию, царапанию и биоповреждениям. Кроме того, полиуретаны стойки к воде, растворам солей и обладают хорошей адгезией к металлам.

14.3.3. КОМБИНИРОВАННЫЕ ПОКРЫТИЯ

На протяжении многих лет в нашей стране наряду с мастичными широко применялись покрытия на основе полимерных липких лент. Опыт их использования показал, что они очень технологичны (простота нанесения, удобство механизации работ), однако легко уязвимы — острые выступы на поверхности металла, острые камешки легко прокалывают такую изоляцию, нарушая ее сплошность. С этой точки зрения хороши покрытия на основе битумных мастик, проколоть которые достаточно сложно. Однако с течением времени битумные мастики "стареют": теряют эластичность, становятся хрупкими, отслаиваются от трубопроводов.

В настоящее время разработана и применяется конструкция комбинированного изоляционного покрытия, лишенная указанных недостатков. Покрытие представляет собой комбинацию битумного и пленочного покрытий: на слой грунтовки наносится битумная мастика толщиной 3 — 4 мм, которая сразу же обматывается поливинилхлоридной пленкой без подклеивающего слоя. Размер нахлеста регулируется в пределах 3 — 6 см. В момент намотки полимерного слоя часть мастики выдавливается под нахлест, что обеспечивает герметизацию мест нахлеста.

В последние годы разработаны и применяются комбинированные изоляционные покрытия на основе мастик "Транскор", "БиТЭП" и др., разработанные 0А0 "ВНИИСТ".

14.4. ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА

НЕФТЕПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ

Практика показывает, что даже тщательно выполненное изоляционное покрытие в процессе эксплуатации стареет: теряет свои диэлектрические свойства, водоустойчивость и адгезию. Встречаются повреждения изоляции при засыпке трубопроводов в траншее, при их температурных перемещениях, при воздействии корней растений. Кроме того, в покрытиях остается некоторое количество незамеченных при проверке дефектов. Следовательно, изоляционные покрытия не гарантируют необходимой защиты подземных трубопроводов от коррозии. Исходя из этого защита трубопроводов от подземной коррозии независимо от коррозионной активности грунта и района их прокладки должна осуществляться комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты (ЭХЗ).

Электрохимическую защиту трубопроводов проводят катодной поляризацией. Если катодную поляризацию осуществляют с помощью внешнего источника постоянного тока, то такая защита называется катодной, а если поляризацию ведут путем присоединения защищаемых трубопроводов к металлу, имеющему более отрицательный потенциал, то такая защита называется протекторной.

Катодная поляризация осуществляется в течение всего срока эксплуатации трубопровода на всем его протяжении. Перерыв в действии каждой установки систем электрохимической защиты допускается при ведении регламентных и ремонтных работ один раз в квартал (до 80 ч), но не более 10 сут в год.

14.4.1. КАТОДНАЯ ЗАЩИТА

Принципиальная схема катодной защиты показана на рис. 14.9. Источником постоянного тока является станция катодной защиты 3, где с помощью выпрямителей переменный ток от вдольтрассовой ЛЭП 1, поступающий через трансформаторный пункт 2, преобразуется в постоянный. 0трицательным полюсом источник с помощью кабеля 4

Рис. 14.9. Принципиальная схема катодной защиты

подключен к защищаемому трубопроводу 6, а положительным — к анодному заземлению 5. При включении источника тока электрическая цепь замыкается через почвенный электролит.

Принцип действия катодной защиты (рис. 14.10) аналогичен процессу электролиза. Под воздействием приложенного электрического поля источника начинается движение полусвободных валентных электронов в направлении анодное заземление — источник тока — защищаемое сооружение. Теряя электроны, атомы металла анодного заземления переходят в виде ион-атомов в раствор электролита, т.е. анодное заземление разрушается. Ион-атомы подвергаются гидратации и отводятся вглубь раствора. У защищаемого же сооружения вследствие работы источника постоянного тока наблюдается избыток свободных электронов, т.е. создаются условия для протекания реакций кислородной и водородной деполяризации, характерных для катода.

Исследованиями установлено, что минимальный защитный потенциал стальных сооружений, уложенных в песчаных и глинистых грунтах, изменяется от —0,72 до —1,1 В по медносульфатному электроду сравнения (МСЭ). Однако стальные подземные сооружения становятся защищенными на 80 — 90 % уже в том случае, когда их потенциал равен —0,85 В. Это значение принято в качестве минимального защитного потенциала, который необходимо поддерживать на защищаемом сооружении в грунтах с удельным электросопротивлением не менее 10 Ом-м или содержанием водорастворимых солей не более 1 г на 1 кг грунта или при температуре транспортируемого продукта не более 20 °С. В грунтах с меньшим электросопротивлением, большим содержанием водорастворимых солей, при более высокой температуре транспортируемого продукта, а также при опасном влиянии блуждающих токов или при возможности микробиологической коррозии минимальный защитный потенциал должен приниматься равным — 0,9 В.

При осуществлении электрохимической защиты участка трубопровода, стенка которого более чем на 10 % толщины повреждена коррозией, минимальный защитный потенциал должен быть на 0,05 В отрицательнее.

^0₂ +Н_гО + 2ё— 20Н 2

777-777-777-777-777-777-777-777-777-777-777-777

Анодное заземление

Рис. 14.10. Механизм действия катодной защиты

Минимальный защитный потенциал должен поддерживаться на границе зоны действия станции катодной защиты (СКЗ). Так как значение защитного потенциала убывает с удалением от точки подключения СКЗ (точка дренажа), то максимальный защитный потенциал имеет место в точке дренажа. Чтобы предотвратить разрушение и отслаивание изоляционного покрытия вследствие выделения газообразного водорода, максимальное значение защитного потенциала ограничено. Так, для стального сооружения с битумной или полимерной изоляцией это значение составляет —1,15 В по

МСЭ. Когда сооружение не имеет защитного покрытия, максимальное значение защитного потенциала не регламентируется.

В установках катодной защиты используют сосредоточенные, распределенные, глубинные и протяженные анодные заземления. Для уменьшения скорости их растворения электроды анодного заземления устанавливают в коксовую мелочь. Срок службы анодного заземления должен составлять не менее 15 лет.

14.4.2. ПРОТЕКТОРНАЯ ЗАЩИТА

Принцип действия протекторной защиты аналогичен работе гальванического элемента (рис. 14.11).

Два электрода — трубопровод 1 и протектор 2, изго- тов-ленный из более электроотрицательного металла, чем сталь, — опущены в почвенный электролит и соединены проводником 3. Так как материал протектора является более электроотрицательным, то под действием разности потенциалов происходит направленное движение электронов e от протектора к трубопроводу по проводнику 3. 0дновременно ион-атомы материала протектора переходят в раствор, что приводит к его разрушению. При этом сила тока контролируется с помощью контрольно-измерительной колонки 4.

Рис. 14.11. Принципиальная схема протекторной защиты 392

Физико-химические характеристики материалов для изготовления протекторов

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

Теоретически для защиты стальных сооружений от коррозии могут быть использованы все металлы, расположенные в электрохимическом ряду напряжений левее железа, так как они более электроотрицательны. Практически же протекторы изготовляют только из материалов, удовлетворяющих следующим требованиям:

разность потенциалов материала протектора и железа (стали) должна быть как можно больше;

ток, получаемый при электрохимическом растворении единицы массы протектора (токоотдача), должен быть максимальным;

отношение массы протектора, израсходованной на создание защитного тока, к общей потере массы протектора (коэффициент использования) должно быть наибольшим.

Данным требованиям в наибольшей степени удовлетворяют магний, цинк и алюминий, физико-химические характеристики которых приведены в табл. 14.3.

Видно, что отдать предпочтение какому-либо одному металлу трудно. Поэтому протекторы изготовляют из сплавов этих металлов с добавками, улучшающими работу протекторной защиты. В зависимости от преобладающего компонента сплавы бывают магниевые, алюминиевые, цинковые. В качестве добавок используют марганец (способствует повышению токоотдачи), индий (препятствует образованию плотной окисной пленки на поверхности сплава, а значит, его пассивации)и др.

Применяют защиту протекторами, расположенными как поодиночке, так и группами. Кроме того, защита от коррозии трубопроводов может быть выполнена протяженными протекторами. Защиту одиночными и групповыми коллекторами рекомендуется использовать в грунтах с удельным сопротивлением не более 50 Ом-м, а протяженными — не более 500 Ом-м.

Метод защиты трубопровода от разрушения блуждающими токами, предусматривающий их отвод (дренаж) с защищаемого трубопровода на сооружение — источник блуждающих токов, либо специальное заземление, называется электродренажной защитой.

Применяют прямой, поляризованный и усиленный дренажи. Прямой электрический дренаж — это дренажное устройство двусторонней проводимости. Схема прямого электрического дренажа (рис. 14.12, а) включает: реостат R, рубильник К, плавкий предохранитель Пр и сигнальное реле СР. Сила тока в цепи трубопровод — рельс регулируется реостатом. Если значение тока превысит допустимое значение, то плавкий предохранитель сгорит, ток потечет по обмотке реле, при включении которого включается звуковой или световой сигнал.

Прямой электрический дренаж применяют в тех случаях, когда потенциал трубопровода постоянно выше потенциала рельсовой сети, куда отводятся блуждающие токи. В противном случае дренаж превратится в канал для натекания блуждающих токов на трубопровод.

Поляризованный электрический дренаж — это дренажное устройство, обладающее односторонней проводимостью (рис. 14.12, б). 0т прямого дренажа поляризованный отличается наличием элемента односторонней проводимости — вентильного элемента (ВЭ). При поляризованном дренаже ток протекает только от трубопровода к рельсу, что исключает натекание блуждающих токов на трубопровод по дренажному проводу.

Усиленный дренаж (рис. 14.12, в) применяют в тех случаях, когда нужно не только отводить блуждающие токи с трубопровода, но и обеспечить на нем необходимое значение защитного потенциала. Усиленный дренаж представляет собой обычную катодную станцию, подключенную отрицательным полюсом к защищаемому сооружению и положительным — не к анодному заземлению, а к рельсам электрифицированного транспорта. За счет такой схемы подключения обеспечивается, во-первых, поляризованный дренаж (благодаря работе вентильных элементов в схеме СКЗ), а во-вторых, катодная станция удерживает необходимый защитный потенциал трубопровода.

После ввода трубопровода в эксплуатацию проводят регулировку параметров работы системы его защиты от корро-394

Рис. 14.12. Принципиальные схемы электрических дренажей:

R — реостат; К — рубильник; Пр — плавкий предохранитель; СР — сигнальное реле; ВЭ — вентильный элемент; А — измерительный амперметр; Тр — трансформатор; П — соединительный провод

зии. При необходимости можно вводить в эксплуатацию дополнительные станции катодной и дренажной защиты, а также протекторные установки.

14.5. ПРОТИВОКОРРОЗИОННАЯ ЗАЩИТА

РЕЗЕРВУАРОВ

Защиту резервуаров от коррозии также осуществляют пассивными и активными методами.

К пассивным относится применение защитных покрытий всех видов, которые изолируют агрессивную среду от поверхности резервуара.

Для предотвращения контакта наружной поверхности днища резервуара с почвенной влагой под ним устраивают гидрофобизированное основание. Чаще всего для этих целей используют пески, смешанные в соотношении 9:1 с одним из вяжущих: мазут, нефть, жидкие нефтяные битумы, дегти и т.п. Толщина гидрофобизированного основания составляет 0,1 -0,3 м.

Пассивную защиту внутренней поверхности резервуара осуществляют с помощью покрытий на основе лакокрасочных и полимерных материалов, цинка и др. Лакокрасочными называют вещества жидкой консистенции, способные после нанесения их тонким слоем на поверхность отверждаться (высыхать) с образованием пленки (лакокрасочного покрытия). Для покрытия резервуаров наибольшее применение получили эпоксидные лакокрасочные материалы, отличающиеся сравнительно простой технологией нанесения и позволяющие получать стойкие качественные покрытия.

По назначению лакокрасочные материалы делятся на грунты, шпатлевки и покровные слои.

Противокоррозионные грунты предназначены для непосредственного нанесения на предварительно подготовленную поверхность с целью обеспечения хорошего сцепления покрытия с металлом. По механизму действия грунты бывают трех типов: изолирующие, пассивирующие и протекторные. Изолирующие грунты выполняют роль механической и электрической изоляции защищаемого сооружения от окружающей среды. Пассивирующие грунты не только изолируют защищаемую поверхность, но и образуют на ней смешанный слой окислов и солей металла, который благодаря своим пассивирующим свойствам защищает металл от коррозии даже при наличии неплотностей в лакокрасочном покрытии. Про-396 текторные грунты содержат металлы более электроотрицательные, чем железо (цинковый и алюминиевый порошки). В первое время после нанесения такой грунт оказывает интенсивное протекторное действие. Через какой-то период это действие ослабевает, но защитные свойства покрытия сохраняются благодаря изолирующему действию продуктов коррозии металла — протектора.

Шпатлевку — промежуточный слой — наносят на уже загрунтованную поверхность. Ее назначение — увеличение непроницаемости и толщины покрытия. В настоящее время используются эпоксидные шпатлевки типов ЭП-0010 и ЭП-4022, наносимые толщиной 90—140 мкм и отверждающиеся в течение 24 ч при температуре 18 — 20 °С.

Покровные слои (краски и эмали) предназначены для заключительного окрашивания поверхности с целью обеспечения стойкости и непроницаемости покрытия в процессе эксплуатации. Положительно зарекомендовали себя эпоксидные эмали ЭП-56, ЭП-255 и ЭП-773. Новым типом покровного слоя является асмольно-эпоксидная эмаль ЭП-АС-6/2-1, представляющая собой композицию, содержащую нефтеполимер "Асмол", технический углерод, эпоксидную смолу и др. Эмаль выпускается комплектно в виде двух компонентов: полуфабриката эмали и отвердителя. Их смешивают непосредственно перед употреблением в соотношении 50:3 и наносят на поверхность резервуара вручную кистью, валиком или с помощью пневматического распыления в два слоя. Полное отверждение эмали при 18 — 22 °С происходит в течение 7 сут.

Для защиты внутренней поверхности резервуаров от коррозии применяются также токопроводящие полиуретановые покрытия. Например, покрытие ПУ-1 (ТУ 2226-011-16802026 — 97), разработанное НИЦ "Поиск" (г. Уфа), получено на основе полиэфира Лапрол5003-2Б-10 и представляет собой однокомпонентную систему, отверждаемую влагой воздуха. Время отверждения составляет 12 — 24 ч при температуре от —20 до + 50 °С, толщина наносимого покрытия до 300 мкм. Покрытие ПУ-1 на металлической поверхности представляет собой прозрачную, тонкую, блестящую, очень эластичную пленку с высокой адгезией к металлу. Для придания специальных свойств в состав покрытия могут быть введены пигменты, порошки металлов (например, алюминия или цинка), технический углерод, сажа, графит.

Покрытие ПУ-1 наносится на поверхность кистью или валиком, либо с помощью аппарата безвоздушного распыления. Перед нанесением покрытия металлические поверхности зачищаются до образования поверхности с развитой шероховатостью. Покрытие формируется путем последовательного нанесения трех слоев материала. Перед нанесением каждого последующего слоя предыдущий просушивают.

Для снятия статического электричества в покрытие ПУ-1 вводят технический углерод или металлический наполнитель.

Импортным аналогом покрытия ПУ-1 является покрытие NORCO (Франция). Сравнительные испытания этих покрытий показали, что ПУ-1 не уступаем ему по качеству.

Рекомендуемая конструкция покрытия для резервуаров такова: антикоррозионный праймер с цинком (1 слой), ПУ-1 (2 слоя). Последний может быть выполнен с добавкой сажи для снятия статического электричества.

Другим эффективным средством защиты внутренней поверхности резервуаров от коррозии являются металлизаци-онные покрытия из алюминия и цинка. Процесс металлизации включает в себя две последовательно проводимые операции: термоабразивная подготовка поверхности и газотермическое нанесение металлизационного антикоррозионного покрытия.

Термоабразивную подготовку поверхности проводят высокотемпературной газовой струей с введенным в нее абразивом (песок фракций < 1,5 мм). Конструкция рабочего аппарата представляет собой компактную жидкостную горелку, работающую на авиационном топливе или осветительном керосине. Топливо распыляется в камере сгорания и смешивается с воздухом, поступающим от компрессоров. В процессе сгорания газовоздушной смеси образуется высокотемпературная газовая струя, в которую вводится абразив (технологический песок). На выходе из сопла аппарата скорость истечения рабочей струи составляет более 1200 м/с, что превосходит показатели обычного струйного аппарата более чем в 3 раза. Сочетание термического и механического способов воздействия на обрабатываемую поверхность позволяет не только удалить ржавчину, старые покрытия, приобретенные наросты и отложения, но и обезжирить поверхность, сделать ее химически активной. При последующем нанесении антикоррозионного покрытия это способствует улучшенной адгезии материала покрытия к материалу основы.

Металлизация поверхности резервуара осуществляется методом газотермического напыления расплавленного алюминия или цинка не позднее 6 ч после очистки поверхности резервуара. Газотермическое напыление осуществляют с помощью того же аппарата, что и термоабразивную подготовку, но на 398 нем дополнительно устанавливают механизм пневмоподачи алюминиевой или цинковой проволоки, а в камере сгорания монтируют специальную насадку для подачи проволоки в зону плавления.

Напыляемый металл в виде мелких расплавленных частиц вылетает из сопла аппарата со сверхзвуковой скоростью, которая обеспечивает значительную силу соударения частиц с покрываемой поверхностью. При соударении происходит расплющивание частицы наплавляемого металла и ее отвердевание с одновременным диффузионным проникновением части напыляемого металла в стенку резервуара. Этим достигается высокая адгезионная прочность покрытия. Последующие слои за счет высокой кинетической энергии частиц плотно ложатся на ранее напыленный металл.

Толщину покрытия устанавливают в зависимости от его назначения и требуемого срока антикоррозионной защиты. При толщине покрытия 120-250 мкм срок его службы составляет 10-15 лет.

Некоторые технические характеристики системы по нанесению металлизационного покрытия, используемой в ОАО "Приволжскнефтепровод", таковы:    давление подводимого

сжатого воздуха 0,9 МПа; производительность по подготовке поверхности до 25 м²/ч; производительность по металлизации поверхности до 20 м²/ч; расход топлива на 1 м² обрабатываемой поверхности до 2,3 л.

Преимуществами процесса металлизации резервуаров по сравнению с другими способами нанесения антикоррозионных покрытий (лакокрасочные материалы, эпоксидные и фенольные смолы, полимеры и т.д.) являются его высокая технологичность, длительный срок службы покрытия и возможность проведения работ даже в зимнее время года.

К пассивным методам относится также защита от коррозии внутренней поверхности кровли, днища и обечайки, контактирующим с газовым пространством резервуара и подтоварной водой, с помощью ингибиторов - веществ, добавление которых в малом количестве в коррозионную среду тормозит или значительно подавляет коррозионный процесс. В газовое пространство вводят летучие ингибиторы, а в подтоварную воду - водорастворимые. Применение ингибиторов не дает большого эффекта в связи с регулярным дренированием подтоварной воды, с одной стороны, и постоянными "дыханиями" резервуаров, с другой.

Активными методами борьбы с коррозией резервуаров является их катодная и протекторная защита. Катодную защиту используют преимущественно для предотвращения кор -розионного разрушения днища. Принципиальная схема катодной защиты днища от почвенной коррозии (рис. 14.13) аналогична схеме защиты трубопроводов: "минус” источника постоянного тока 2 присоединяется посредством дренажного кабеля 3 к резервуару 1, а "плюс” — к анодному заземлению

4. На резервуаре поддерживается минимальный защитный потенциал —0,87 В по МСЭ. Если же коррозия днища усиливается под влиянием жизнедеятельности анаэробных сульфа-то-восстанавливающих бактерий, то минимальный защитный потенциал увеличивается до —0,97 В по МСЭ. Катодные станции целесообразно применять для защиты резервуаров от почвенной коррозии, если площадь контакта оголенного металла с окружающим грунтом превышает 15 м².

Катодную защиту используют и для предотвращения кор -розионного разрушения внутренней поверхности днища резервуаров (рис. 14.14). Это делается в случаях если высок уровень подтоварной воды; удельное сопротивление подтоварной воды более 1 Ом-м или концентрация солей менее 6 г/л; подтоварная вода содержит сероводород.

Принципиальная схема катодной защиты в этом случае предусматривает установку точечных, радиальных или компактных кольцевых анодов непосредственно внутри резервуаров.

Следует отметить, что применение катодной защиты резервуаров с нефтепродуктами опасно в пожарном отношении. Искра, появившаяся при разрыве электрической цепи, может привести к пожару и взрыву.

В случае применения протекторной защиты возможность образования искры исключается, так как разность потенциалов между протектором и защищаемой конструкцией невелика. Протекторную защиту резервуара от почвенной ко рро-зии осуществляют одиночными, групповыми сосредоточенными и групповыми рассредоточенными протекторами (рис. 14.15). Более сложную схему защиты используют в грунтах с большим удельным сопротивлением.

Широкое распространение получила протекторная защита днища и первого пояса резервуара от внутренней ко ррозии. Для этих целей используют магниевые протекторы типа

Рис. 14.14. Принципиальная схема катодной защиты внутренней поверхности днища резервуара:

1 — станция катодной защиты; 2 — блок безопасности; 3 — кабельная линия; 4 — датчик блока безопасности; 5 — питающая сеть; 6 — резервуар; 7 — анод; 8 — разветвительная муфта; 9 — узел подключения анода; 10 — вводная коробка

Рис. 14.15. Принципиальная схема протекторной защиты резервуара от внутренней коррозии:

а - одиночными протекторами; б - групповыми сосредоточенными протекторами; в -групповыми рассредоточенными протекторами; 1 - резервуар; 2 - протекторы;    3    -

дренажный провод; 4 - контрольно-измерительные    ко

лонки

ПМР, разработанные ВНИИСТ и Березниковским титано-маг-ниевым комбинатом. Протектор типа ПМР (рис. 14.16) представляет собой цилиндр с отношением высоты к диаметру 0,2-0,4, имеющий углубление в верхней части в виде оп р окинутого усеченного конуса. Это сделано для того чтобы увеличить поверхность протектора и соответственно силу тока в начальный период его работы. В центре протектора впрессована стальная втулка для обеспечения контакта протектора с днищем. Серийно выпускаемые протекторы ПМР-5, ПМР-10, ПМР-20 различаются геометрическими размерами и весом (значение последнего в килограммах указывается в марке протектора).

Протекторы типа ПМР рекомендуется располагать на днище по концентрическим окружностям, расстояние между которыми принимают равным удвоенному радиусу действия одного протектора. При установке протекторов сначала зачищают площадку в форме круга диаметром 1,4 — 1,5 м, затем в ее центре приваривают стальной стержень диаметром 8 мм и высотой 35 — 60 мм, а зачищенное место изолируют. Далее протектор нанизывают на приваренный стержень и приваривают к нему посредством впрессованной стальной втулки, после чего место крепления покрывают эпоксидной смолой.

0400

0364

0300

014

Рис. 14.16. Протектор ПМР-20

маемости основано на грилсенеиии принципа соответственных состоянгй 2 использованием зависимостей его от приведенных параметров. В тех случаях, когда в природном газе содержится значительное количество тяжелых углеводородов или неуглеводородпых компонентов, определение коэффициента сверхсжимаемости по двум приведенным параметрам может привести к серьезным погрешностям. В этом случае рекомендуется вводить третей параметр, характеристический.

11.5.1. Определение коэффициента сверхсжимаемости по двум приведенным параметрам

В тех случаях, когда количество неуглеводородных и тяжелых углеводородных компонентов в газз уенсе 10 об. %, коэффициент сверхсжимаемости z определяют по двум параметрам — р_кр и Т_кр. Псрядок определения следующий.

1.    Способами, описанными в п. [ 1.3, находят критические параметры р_кр к Т_кр.

2.    Рассчитывают приведенные параметры р_пр и Т_пр.

3.    По графикам, приведенным па рис. П.7 и 11.8, определяют для рассчитанных р_пр и Т_Пр коэффициент г. При этом рис. II.7 используется в том случае, когда содержание метана в газе более 98 об. %. Этим способом определяется козффи-циент сверхсжимаемостл ~акже в тех случаях, когда компонентный состаз газа неизвестен, а извсстнг только относительная плотность.

Пример. Рассчитать коэффициент сверхсжнчаемости газа при р = .50 кгс/см^а и Т = 303 К, состав которого нрнЕеден в табл. II.4.

Определим критические параметры газа

Ркр = 47,6 кгс/см²; Ткр = 218,4 К-

Найдем приведенные параметры

Рпр = 150/47,6 =3,15; Т_пр =303/218,4 = 1,388-

По графику рис. II.fi для полученных р_пр и 7_Пр находим z = 0,7.

11.6.2. Определение коэффициента сверхжимаемости по трем параметрам

В тех случаях, когда суммарная молярная концентрация высоко кипящих углеводородных и нсуглеводородных компонентов превышает 10%, а также при наличии в газе полярных веществ для определения коэффициента 2 вводится третий параметр. Одним нз наиболее употребительных в качестве хаэактеристи-ческого параметра является фактор а центр ичнс стимол екул_о», который для смеси определяется по формуле

п

(11.18)

где со,- — ацентрический фактор г-го компонента.

Для компонентов природного газа факторы ацентр ичк ости приведены в табл. II. 1. Для фракций С₇ + в. если неизвестен состав фракции, ацентрический фактор можно определять по формуле

(11.19)

где Гкип,-—температура кипения i-ro компонента.

При этом критические параметры определяются по графику в зависимости от молекулярной массь: фракции.

Коэффициент СБсрхсжимаемости z по трем параметрам определяется ио формуле

(11.20)

Значения zⁱ⁰⁾ и г^ш в зависимости от р_пр и Т_пр находят по графикам, приведенным на рис. II.9 и 11.10.

6,0    9,0    Ю,0    11,0    12,0    Рщ

1,0 2,0

Ряс. LI.7. Зависимость коэффициента сверхсжимаемости от приведенного давления и температуры для метана

о 0,2 as 0,7 to %г и

Приведенное давление /?„_р Рис. 1.4. (Продолжение)

Затем из графиков Брауна (см. рис. 1.5) определяют псев-докритические параметры газа:

Рк_Р = 4,6; Г_кр = 210 К.

Далее рассчитывают псевдоприведенные параметры газа:

Р, = ~_Г 3.5; 7;_p=.|U ,,38.

По этим параметрам из рис, 1.4 определяют коэффициент сверхсжимаемости z = 0,71.

При двух разных режимах между показателями газа существует зависимость

P\^V\ _ Pl^V2

0,5    0,6    0,7    ОД    0,9    0,6    0,7    US    0,9

Относительная платность еаза

Рнс. 1.5. Зависимость приведенного критического давления (а) и температуры (б) от относительной плотности газа (графики Брауна)

С помощью уравнения (1.17) можно определить объем и^и давление газа после изменения его первоначальных параметров.

Для иллюстрации этого положения приведем пример расчета.

Пример 1.7. Баллон с природным газом находится под давлением 21 МПа при температуре 303 К. Объем баллона 0,5 м³. Для заполнения баллона использовался газ, имеющий параметры: р - 6 МПа, Т = 20 *С. Критические параметры газа: p_KV = = 4,8 МПа, Т_Х9 = 200 К.

Требуется определить объем газа, необходимый для заполнения баллона при давлениях 6 и 0,102 МПа (атмосферное).

Решение. Рассчитывают коэффициент сверхсжимаемости газа z при разных режимах.

1.    Определяют z при давлении 6 МПа. Для этого рассчитывают приведенные параметры

^ = 1,465; pi-J-,1,25.

По приведенным параметрам (см. рис. 1.4) определяют коэффициент сверхсжимаемости газа z = 0,87.

Аналогичным образом находят коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении р = 21 МПа и Т = 303 К.

Ч = — = '.515; г = 0,78; р'_р = — = 4,735.

200    4,8

2.    При атмосферном давлении Т = 293 К коэффициент сверхсжимаемости газа с незначительной погрешностью можно принимать равным единице.

Закон Бойля - Мариотта

В основном уравнении (1.1} для данной массы газа N' и т — постоянные величины, при неизменной температуре, с — тоже постоянно, так как скорость молекул пропорциональна корню из абсолютной температуры. Таким образом, правая часть уравнения есть произведение постоянных величин, отсюда получается закон Бойля — Мариотта: для данной массы газа при неизменной температуре произведение объема на давление есть величина постоянная:

Давление смеси газов равно сумме парциальных    давлений,

т.е. тех давлений, которые имел бы каждый из входящих в смесь газ, если бы в объеме, занятом смесью, находился он один.

Закон Гей-Люссака

Напишем основное уравнение для двух состояний одной и той же массы газа при одинаковых давлениях, но разных температурах:

30

Квадрат средней скорости с² заменен выражением а²Т, где а — коэффициент пропорциональности.

Разделив (1.8) на (1.9), получим закон Гей-Люссака

= (1,10)

^2 h

г.е. объемы газа при постоянном давлении относятся как их абсолютные температуры.

Закон Шарля

Если нагреть газ при постоянном объеме от температуры Г, до температуры Т₂, то основное уравнение д\я первого состояния

_P|V = 2n'^,

Pi _ ^Г1

(1.11)

р₂ т₂

I е. при постоянном объеме давления газа относятся как их абсолютные температуры.

Закон Авогадро

Напишем основное уравнение для двух газов, занимающих "Линаковые объемы при одинаковых температурах и давлениях; для первого газа

pV = -N(1.12) 3    2

10    11    12    13    П    р

Рис. II.8. Зависимость коэффициента сверхсжцмаемости для природного газа от приведенного давления и температуры

3.    По уравнению (1.17) рассчитывают объемы газа при раз* ных давлениях.

4.    Находят объем газа при давлении 16 МПа. Уравнение (1.17) решают относительно V_v где V_x - объем газа при р = = 6 МПа.

у _ P2^2^Z\^\ — 21- 0, 5 0,87 • 293 __ j ggy^ _мз '    Р\^2^Т2    б -0,78-303

5.    Объем газа при атмосферном давлении 0,102 МПа определяют также по уравнению (1.17). При этом z, = 1.

V    = -²¹-⁰'⁵-¹-²⁹^ = 127,62 м³.

0,102-0,78-303

Следует отметить, что объем газа при атмосферном давлении можно определить также с учетом параметров газа при давлении 6 МПа. В этом случае

V    = ^ 1.8875    293    _    ₁₂7    62    М^э

0,102 ¦ 0, 87 • 293

1.6. РАСЧЕТ ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ МНОГОКОМПОНЕНТНЫХ СИСТЕМ

Двухкомпонентные системы. На установках комплексной подготовки широко распространены двухкомпонентные смеси. Чаще всего одним из компонентов этих смесей является вода. Вторым компонентом могут быть гликоли, метанол и ряд других реагентов, используемых для приготовления различных ингибиторов. В связи с этим целесообразно подробно рассмотреть такие системы.

При проведении технологических расчетов составляющие бинарных смесей принято называть низкокипящими и высоко-кипящими компонентами.

Константы равновесия компонентов бинарной смеси можно определять по следующим уравнениям:

/С_н = —;    (1.18)

Р

=    (1.19)

р

где К_к - константа равновесия низкокипящего компонента (НКК); К_в - то же для высококипящего компонента (ВКК); р_н и р, - давление насыщенных паров чистых низкокипящего и высококипящего компонентов при заданной температуре; р -общее давление системы.

Чаще всего состав фаз смеси определяют относительно низкокипящего компонента:

(1.20)

к*-к*

Y„ = K,X„    (1.21)

где Х_н - молярная доля НКК в жидкой фазе; У_н - то же в паровой фазе.

Вычислив Х_нк и У_ик, находят Х_вк и У_вк:

Х„ = \-Х_т;    (1.22)

У„ = 1-У„„    (1.23)

где Хм и У_вк - молярная доля высококипящего компонента в жидкой и газовой фазах соответственно.

Зная значения констант равновесия компонентов и их молярную концентрацию в фазах, вычисляют молярную долю жидкой (0 и паровой (и) фаз при изменении параметров системы.

(1.24)

I - (Y„ - X₀)/(Y„ - Х_н);

*0~*н

(1.25)

(1.26)

Уи-х*

где Х₀ — молярная доля низкокипящего компонента в исходной смеси.

Обычно расчет проводят относительно 1 моль исходной смеси. Затем определяют общее число молей фаз и количество в них компонентов:

I = Ш;    (1.27)

V = vN = N - L,    (1.28)

где L и V - число молей    жидкой    и    газовой    фаз    соответствен

но; N - общее количество молей исходной смеси.

Число молей компонентов в фазах системы определяется из следующих уравнений:

L.-LX,-,    (1.29)

L. = LX, = L -    (1.30)

1’„ = УУ„;    (1.31)

V,= VY,V-V_m,    (1.32)

где L„ н L, - число    молей    низкокипящего    и    высококипящего

компонентов в жидкой фазе;    V_n    и    V_n ~    то    же    в паровой    фазе.

_Pv = -N,M.    (1.13)

3    2

Приравняв правые части (1.12) и (1.13) и сокращая числовые коэффициенты и выражения кинетической энергии молекул, которые равны ввиду равенства температур, получаем

N, = N₂.    (1.14)

В одинаковых объемах при одинаковых температурах и давлениях содержатся одинаковые количества молекул.

Число молекул в объеме одной грамм-молекулы называется числом Авогадро и обозначается N. Значение N равно 6,023 • 10²³ молекул.

Объединенный закон Мариотта - Гей-Люссака

Напишем основные уравнения для двух состояний газа при изменении объема, давления и температуры:

рУ_х = - N'ma²T_x]    |

p₂V₂ - — N'ma²T₂.

3

Отсюда

p,V, _ p₂V₂

(1.15)

Произведение объема газа на давление, деленное на абсо-люттгую температуру, для данной массы газа есть величина постоянная.

Как видим, из основного уравнения кинетической теории чрезвычайно просто получаются все газовые законы, ранее установленные опытным путем.

1.2.3. УРАВНЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ИДЕАЛЬНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОВАЯ ПОСТОЯННАЯ

Уравнением состояния называется уравнение, связывающее основные параметры, характеризующие состояние газа: объем, давление и температуру. Уравнение состояния идеаль-

32

пых газов, или уравнение Клапейрона — Менделеева, может быть получено из объединенного закона Мариотта — Гей-Люссака (1.15).

В правой части уравнения (1.15) вместо индекса “2” поста-пи м нулевые индексы, в левой части индексы не будем пи-гать, так как левая часть может относится к любому состоянию:

— = ^-. (1.16) т т₀

Если это уравнение писать для единицы массы определенного газа, то правая часть будет величиной постоянной, которую называют удельной газовой постоянной и обозначают В. Тогда уравнение (1.16) запишется в виде

pV = ВТ.    (1.17)

Это уравнение впервые было получено Клапейроном. Для массы ш граммов данного газа оно имеет вид

pV = mBT.

Однако удобнее уравнению состояния идеальных газов придать более универсальный вид, что и было сделано Д.И. Менделеевым следующим образом. Уравнение (1.17) переписывается для одного моля газа. Поскольку один моль .любых газов при нормальном давлении р₀ занимает объем = 22,41 л, то правая часть (1.17) будет универсальной газовой постоянной для всех газов; обозначив ее R, вместо (1.17) получим

pV = RT.    (1.18)

Если же рассматривается произвольное количество газа, например т, и если молекулярная масса д, то число молей равно т/ц и уравнение Клапейрона — Менделеева записывается окончательно в виде

pV = -RT.    (1.19)

ц

Универсальная газовая постоянная R — это работа расширения одного моля газа при нагревании на один градус при постоянном давлении.

Найдем значение универсальной газовой постоянной в системе СИ

R = ^ = 101325-22,4/273 = 8314 Дж/(кмоль • К).

273

If •    •    I

о x о я я as - an.

5 >> ^{с сs}

|я Э°.3 « f. g ч о.

S°«**1 Mss

се 3 н о 4) ч а: я ? с а С— я Г Л S «

.3    «    <

в я .« о

—    ОаЯ    U

J *«* 5 О О

-Г«|И

га

Пример. Рассчитать    Коэффициент свсрхсжнмаемости газа при р =    150    кгс/см³

и Т = 303 К- Состав газа    прнведеп в табл. II.4.

По табл. II. 1 находим факторы ацентричности отдельных компонентов    а)-.

Рассчитываем фактор    ацентричности газа данного состава по формуле (11.18);    со    =

= 0,04034; расчет (О приведен в табл. 11.10.

Определяем критические параметры газа способами, описанными в п. II.3; для данного примера р_Кр = 47,6 кгс/см³, 7'_кр = 218,4 К.

Рассчитываем приведенные параметры

_Рпр = 150/47,6 =3,15; Т_пр = 303/218,4 = 1,39.

Для полученных р . Т_п по рис. II.9 и 11.10 находим z⁽⁰⁾ иг¹¹¹; г^(О,=0,715; z^(1J= = 0,195.

Находим коэффициент сверхсжимаемости газа по формуле (11.20)

г =0,715 + 0,04034-0,195 =0,723.

Расчет фактора ацентричности природного газа

Таблица 11.10

О) — 0,04 034 0

11.5.3. Аналитические методы определения коэффициента сверхсжимаемости

В случае необходимости аналитического определения коэффициента z, в частности, для расчетов с помощью ЭВМ можно использовать методы, основанные на уравнениях состояния газа с вириальными коэффициентами.

I. Для определения коэффициента г по двум параметрам можно использовать уравнение

1    a*²    h

^Z~    I— h ~b*~'T+hⁱ    (11.21)

где    h    —    pb*/г;

b*    = 0.0867Т _Кр1РкрТ;    (11.22)

а'² - 0,4278Г^⁵/Ркр^-⁵.

Коэффициенты уравнения (11.21) для смеси определяются по формулам

<4 = i «Л,    (11-23)

1=1

^&СМ = S ^b*t^xt-

1=1

Порядок построения изобары. Изобара характеризует фазовое состояние смеси, состоящей из различных компонентов. Каждому давлению соответствуют свои кривые зависимости Х-t и Y-t (здесь X и Y - молярная концентрация низкокипящего компонента в жидкой и паровой фазах соответственно; t - температура системы).

Зависимости X - t и Y - t, т.е. изобарические кривые, строятся в следующей последовательности.

1.    Выбирают систему координат "температура - молярная концентрация НКК". Молярная концентрация компонентов в системе может меняться в интервале 0+1.

2.    Находят температуру кипения компонентов смеси при заданном давлении. Эти температуры обозначим как t_H и t_n.

Система, состоящая только из НКК, имела бы температуру кипения t_H, а только из ВКК - Температуры t„ и t„ соответствуют граничным условиям бинарной системы и, следовательно, являются крайними точками изобарических кривых.

3.    Задаются значениями температур между t„ и t_B. Из соответствующих графиков или таблиц находят давление насыщенных паров компонентов системы при этих температурах.

4.    Вычисляют константы равновесия компонентов системы при заданных температурах. Для этого пользуются уравнениями (1.18) и (1.19).

5.    По уравнениям (1.20) и (1.21) вычисляют молярную концентрацию низкокипящего компонента в жидкой (Х_и) и паровой (У,,) фазах.

6.    По полученным значениям Х„ и У_и для заданных значений температуры находят промежуточные точки изобарических кривых.

Для иллюстрации описанного выше положения приведем пример расчета.

Пример 1.8. Построить фазовую диаграмму системы вода-метанол при давлении 0,143 МПа.

Решение. 1. Находим температуру кипения воды и метанола при давлении 0,143 МПа; t„ = 68 °С; t_a = 110 °С.

2.    Задаемся значением температур в интервале 68+110 “С и из прил. 2 находим давление насыщенных паров метанола и воды при этих температурах. Данные сведены в табл. 1.7.

3.    По уравнениям (1.20) и (1.21) вычисляем константу равновесия воды и метанола

4.    По уравнениям (1.20) и (1.21) вычисляем молярную концентрацию низкокипящего компонента в жидкой и паровой фазах.

Исходные данные для построения фазовой диаграммы системы вода - метанол

5. По полученным данным в системе координат X~Y строим изобарические кривые, которые приведены на рис. 1.6.

Определение состава фаз по изобарическим кривым. Наряду с уравнениями (1.18) - (1.21) составы фаз можно определить и по изобарической диаграмме. Проиллюстрируем это примером.

Пример 1.9. Исходная смесь воды и метанола содержит 40 % (молярная доля) метанола. Требуется определить количество и состав фаз при давлении 0,143 МПа и температуре 95 °С.

Решение . Для этой смеси фазовая диаграмма для р -

- 0,143 МПа приведена на рис. 1.6. В противоположном случае по аналогии примера 1,8 потребовалось, бы построить изобарическую диаграмму. Для проведения расчетов пользуемся диаграммой 1.6.

Из точки t (рис. 1.7), соответствующей температуре смеси, проводим параллельную линию к оси 0 -X. Затем из точки Х_й проводим перпендикуляр к оси 0 -X. Находим точку пересечения этих линий; обозначим ее через k. По полученным точкам находим; kl - число молей жидкой фазы в заданных условиях (в пересчете на 1 моль исходной смеси); km - число молей паровой фазы.

Зная величины kl и km, можно найти долю жидкой (/) и паровой (а) фаз;

l = K = -ti_;    (1.33)

ml kl + km

v = ~~ ———.    (1.34)

ml kl + km

Для конкретного примера kl = 0,175; km ~ 0,14; ml = 0,315. Подставив значения kl, km и ml в уравнения (1.24) и (1.25), находим;

Уравнение Клапейрона — Менделеева широко используется для решения многих практических задач, несмотря на то, что оно выведено для идеальных газов. Дело в том, что почти все газы при не очень низких температурах, далеких от точки конденсации данного газа, и при давлениях, не очень сильно превышающих атмосферное, почти не отличаются от идеального газа. Только при низких температурах, приближающихся к температуре конденсации данного газа, или при давлениях в сотни и тысячи атмосфер наблюдаются заметные отступления от уравнения Клапейрона — Менделеева, и тогда надо пользоваться другим уравнением состояния.

Уравнением Клапейрона — Менделеева в виде (1.19) можно пользоваться тогда, когда известна молекулярная масса газа или же когда ее надо определить по другим известным величинам, входящим в формулу (1.19).

Часто встречаются задачи, в которых молекулярная масса газа неизвестна. Это может быть в газах сложного состава. Определить молекулярную массу такой смеси обычно трудно, но сравнительно легко можно определить ее плотность. Тогда можно получить решение задачи, пользуясь уравнением Клапейрона — Менделеева, только расчет газовой постоянной надо вести не по молекулярной массе jll, а по плотности р газа и относить ее не к одному молю, а к единице массы газа, например, к одному килограмму. При таком расчете нельзя получить универсальную константу, для каждого газа получается свое значение газовой постоянной В.

Для одного килограмма воздуха

в = -flt-L,

273 р_в

здесь р₀ — атмосферное давление, Па; р₀ = 1,293 кг/м³ — плотность воздуха при нормальных условиях.

Вместо V₀ введем удельный объем 1/р — объем, занятый одним килограммом воздуха. Подставив значения, в системе

101325

СИ получим: В = —-= 287,05 Дж/(кг • К). Таково значе-

273 • 1,293

ние газовой постоянной для одного килограмма воздуха.

Для другого газа значение постоянной В в системе СИ получим, разделив число 287,05 на относительную плотность газа по воздуху р:

В = 287,05/р.

1.2.4. УРАВНЕНИЕ СОСТОЯНИЯ РЕАЛЬНЫХ ГАЗОВ

Экспериментальная проверка уравнения (1.19), проведенная многими исследователями, показала, что изменение свойств I сальных газов при высоких давлениях нельзя описать этой твисим остью.

Голландский физик Ван-дер-Ваальс в 1879 г. предложил учесть собственный объем молекул газа и силы их взаимного притяжения посредством введения дополнительных членов в уравнение Клапейрона — Менделеева:

(_{Р +} А)₍₁,_Ь) _{= ЛГ>}    (1.20)

I д<* а — константа сцепления молекул, Па ¦ м⁶/кг²; v =

- V/G — удельный объем газа, м³/кг; Ь — поправка на соб-

¦    шинный объем молекул, м³/кг.

В равнении (1.20) слагаемое a/v² выражает внутреннее -тление, которое является как бы равнодействующей сил притяжения всех молекул в объеме V. Оно прибавляется к пигшнему давлению.

Нан-дер-Ваальс нашел, что поправка Ь на собственный ¹ > 1.1*м молекул, имеющих шарообразную форму, равна учет-*м ргII ному объему молекул.

Уравнение (1.20) приближенное. Коэффициенты а и Ь в a m тнительности являются сложными функциями объема, || мпературы, формы молекул газа.

Их можно выразигь через критические давление р_кр и тем-' • | i.i гуру T_KfJ следующим образом:

а = 27Г Л²/63р²,_р; b=RT_Kp/8p_Kp,    (1.21)

у К 8314,3 Дж/(кмоль • К).

Критическая температура чистого вещества — это максимальная температура, при которой жидкая и паровая ф.> • i.i могут сосуществовать в равновесии, или та температу-I • ¦ при которой средняя молекулярная кинетическая энергия

¦    ыионигся равной потенциальной энергии притяжения моле-

Мри более высокой температуре существование жидкой

•    |м н.1 ненозможно.

Д.шлопие паров вещества при критической температуре

¦    • I ипьнтгя критическим давлением, а объем вещества,

•    нп'м иный к одному молю или другой единице массы веще-

•    т.» ни илвается к ритичес к им удельным объемом.

•    35

Пример. Определить аналитическим способом г при 303 К и 150 кгс/см² для газа Следующего состава: СН₄ — 0.92; С_гН, — 0,06; С₃Н₈ — 0,02.

По формулам (11.22) рассчитываем а_{- и для каждого компонента.

По формулам (II.23) определяем коэффициенты <z*_M и Ь*_м:

а*_см = 0,05715; Ь*_сн =0,001228-

Составляем уравнение

₂з _ ₂2 _i_ 0 272z — 0,0905 = 0.

Решаем уравнение относительно г. В данном случае получается один действительный корень z = 0.8006.

В связи с тем, что при решении получаются корни третьей степени, расчеты необходимо проводить до шссти десятичных знаков.

II. С учетом фактора ацентричности коэффициент г определяется с помощью уравнения

2 = Z₀ -f Z* + 2**0),    (11.24)

где z„ — коэффициент г, рассчитанный по уравнению (11.21).

«* = -л АН¹ + *2 (г_пр - О²+ А₃ [_Рпр - A_t - Л₅ (Т_пр - I)⁴] |    +

,    ^1^пр    (^пр    ^2    Д₃Рпр ~Ь й,РпрГ_Пр) (1    ДбЛцр ~j~ ^6^рпр^пр)    ,

1 “Ь ^7 (^пр     ВэРпр  BloPnpTпр)⁴

+ В_пГ³„_рр1_р/(Т% + в_пр\ р);    (11.25)

_г++ _ ^прРнр (7"пр    1    0,049/?_пр) (C_t -}- СоРир — С₃р_ПрТпр -f- CJ_пр)    j j 2(3)

Пр + С₅(Г„р-С₆-С_Л1р+С8р_прГ_пр)⁴

Константы уравнений (11.25), (11.26) приведены в табл. 11.11.

Таблица II.11

Значение констант уравнений (11.25) и (11.26)

Точность определения коэффициента z по формулам (11.24) — (11.26) такая же, как у метода, приведенного в п. II.5.2.

III. Для смесей легких углеводородов и S0₂, H₂S, С0₂ и N₃ наиболее проверено уравнение Бенедикта—Вебба—Рубина, которое для коэффициента сверхсжимаемости имеет вид

_г = pv/RT = 1 + (В, - A.VRT - С./ЯГ»)    a/RT)    -^    +

+ iaa/RT)yi-+ <e/RT>) [(1 + уУ'*)/е^'.    (11.27)

Здесь р — давление, кгс/см²; R — 0,08207 --(плотность в моль/л); кон-

МОЛ Ь • / v»

станты А₀, В₀, С₀, а, Ь, а, с,у приведены для индивидуальных веществ в табл. 11.12. 34

о о о о о о о о г-.

со ^

ООО

СО    -•    (М_    ТГ

о сч со

Примечание. Давление выражено в кгс/см^!. плотность — п моль/л, R = 0,08207 л• (кгс/см*)/(моль/°С).

Г-'    —

со о»

аэ Ю 05 со

— TJ*

о — о о

СМ

СМ

ю

о

о

о

СМ

о

'!}•

СО

-JC

ю

со

о

о

— о

О lH

О

о'

Константы уравнения (П.27)

ю

03

со

СО    —

СО    о

о    со

CM    Tt*

СО

X

о

00

о>    О) см

ОО    Г-- Г-

00 — со — СП см

со

СМ

СО

оо

00

— см ю

ю

'I*

§

со

СО

•*г

с.

со

со

ез

о

S 'о

2 о

°о

ш ^

о“Д

о

>»

ta

8 3?

00 о о о со о

о

со

о

со

оо

оз

ю

о

СО

оо lo см см

03 со —    —• со ю

05 СМ СО СО

со

о

25

оо

о

о’

НО

о

о

03

о

ю

о

S С S U

SO

J_1_I_1_1    SO*-1—1—j--1-

ft*    US    X    0    Q,s    x

0

Рис. 1.6. Изобары системы мета- Рис. 1.7. Определение состава фаз с

использованием изобарических кривых

нал — иода

v = -^- = 0,4444.

0,315

Зная значения / и v, по уравнениям (1.30) - (1.31) вычисляем число молей воды и метанола в жидкой и паровой фазах. Предварительно из рис. 1.6 находим:

Х„ = 0,265; Y„ = 0,565; /_м = 0,5556 • 0,265 = 0,1472;

/„ = 0,5556 - 0,1472 = 0,4084; и_м = 0,4444 - 0,565 = 0,2511;

v_B = 0,4444 - 0,2511 - 0,1933.

Проверка погрешности. По полученным данным общее количество метанола в системе составляет Х₀ = 0,1472 + 0,2511 = = 0,3983 моль. По условиям примера Х₀ = 0,40. Следовательно, погрешность расчета составляет 0,4 %.

Пример 1.10. По данным примеров 1.8 и 1.9 требуется определить молярную долю фаз аналитическим способом.

Решение. 1. По уравнениям (1.18) и (1.19) вычисляем константу равновесия воды и метанола. В данном случае их значения даны в табл. 1.7.

2. По уравнениям (1.20) и (1.21) определяем молярную концентрацию метанола в жидкой и паровой фазах:

_х 1-0,591    ₌    о 2677;

2,119 - 0,591

У_м - 2,119 • 0,2677 - 0,5673.

3. По уравнениям (1.24) и (1.26) вычисляем молярную долю жидкой и паровой фаз:

I = ft 5673 -а 40 _ а 1673 _ Q

0,5673- а 2677    0,2996    '    ’

0,40-0,2677 _ Щ323 _q 0,5673 - 0,2677    0,2996

Сравнение значений lav, полученных по примерам 1.9 и 1.10, показывает их явную близость.

Пример 1.11. На установку очистки гликоля поступает раствор гликоля, содержащий 85 % (масс.) ДЭГа и 15 % воды. Количество раствора - 1000 кг. Требуется определить состояние смеси после ее нагрева в рекуперативном теплообменнике до 134 °С. Давление в системе 1,1 кгс/см², или 836 мм рт. ст.

Решение. 1. Определяют молярный состав сырьевого раствора.

Концентрация воды Х₀ = 0,50985.

Концентрация ДЭГа Х_д = 1 - 0,50985 = 0,49015.

2.    Находят давление насыщенных паров воды и ДЭГа:

р_л - 2442 мм рт. ст.; р_й = 10 мм рт. ст.

3.    По уравнениям (1,18) и (1.19) вычисляют константы равновесия воды и ДЭГа.

К, = 2442/836 = 2,9211; К_А = 10/836 = 0,01196.

4.    По уравнениям (1.20) и (1.21) определяют молярные доли воды в паровой и жидкой фазах:

в жидкой фазе

Х_Й = (\~ 0,01196)/(2,9211 - 0,01196) = 0,3396;

в паровой фазе

У„ = 2,9211 • 0,3396 - 0,9920.

По материальному балансу вычисляют молярную долю ДЭГа в паровой и жидкой фазах: в паровой фазе

У_д = 1 - 0,9920 = 0,0080;

в жидкой фазе Х_д = 1 - 0,3396 = 0,6604.

Рис. 1.3. Диаграмма зависимости давления от температуры для индивидуального компонента. Состояния:

/ — твердое; 2 — жидкое; 3 - парообразное; 4 — газообразное

На рис. 1.3. приведена зависимость давления (упругости насыщенных паров) чистых веществ от температуры.

Создание более точного уравнения состояния природных газов, способного правильно оиисывать изменение их свойств в процессах добычи и переработки природных газов, шло в двух направлениях:

дополнение уравнения состояния идеального газа большим числом констант;

введение поправочного коэффициента z в уравнение состояния идеального газа (1.18), учитывающего отклонение реального газа от идеального,

pV = zRT.    (1.22)

Д. Браун и Д. Катц на основании изучения результатов экспериментальных измерений коэффициента сверхсжимаемости установили, что если приведенные параметры различных природных газов одинаковы (р_пр, Г_пр), то они находятся в соответственных состояниях, при которых их физические свойства (z, плотность и др.) одинаковы, т.е. z = z(p_n?, 7_1Ip).

Приведенными параметрами называют безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа (давление, температура, объем, плотность, коэффициент сверхсжимаемости) больше или меньше критических:

Pup Р/Ркр. ^пр Т/Т_кр, v_up V/V_KP, Р_пр Р/Ркрг Z_aр z/z_xp.

На рис. 1.4 приведена зависимость коэффициента сверхсжимаемости природного газа z от р_пр и Т_пр. Молекулы простых газов (метан, гелий, аргон, криптон, ксенон и др.) имеют сферическую форму, молекулы сложных газов и жидкостей — несферическую.

Для сложных газов и жидкостей силы притяжения (или от-

1*иг. 1.4. Зависимость коэффициента сверхсжимаемости природного газа от приведенных абсолютных давления и температуры

Для смесей константы уравнения приближенно определяются по значениям констант чистых компонентов^по формулам

п    \    {    п

^лосм = (Е Mof) ; \<=1 /

Со с. = (2^1 ;

\ i=l 1

««'(eV/¹):    tn    26)

‘¦--(gvi²¹)*!

«„¦(Svi'j ;

= I V r.v‘/²V

__ *№ 1=1

CM

Для определения удельного объема смеси следует использовать уравнение (11.27), подставляя в него константы смеси, определенные по формулам (11.28).

11.6. влагосодержание газа

Содержание водяных паров в газе характеризуется абсолютной или относительной влажностью.

_ Абсолютной влажностью W называется содержание паров воды в единице объема газа. Абсолютная влажность измеряется в г/м³ или кг/1000 м³.

Относительная влажность W — отношение фактического содержания паров воды в единице объема газа при данных давлении и температуре к его влагоем-кости, т. е. к количеству водяных паров. в том же объеме и при тех же давлении и температуре при полном насыщение. Относительная влажность измеряется в долях единицы или в процентах.

Влагосодержание природного газа зависит от давления, температуры, состава газа и минерализации воды.

Влагосодержание природного газа с относительной плотностью 0,6 можно с точностью до 10% определить по номограмме, приведенной на рис. 11.11. Поправочные коэффициенты, приведенные на рис. 11.12, учитывают влияние солености воды C_s, температуры Ct и плотнэсти газа С&-. Влагосодержание газа с относительной плотностью выше 0,6, на годящегося в контакте с соленой водой, определяется из выражения

W = IF₀₎,C₅C_G,    (II.29)

где — влажность газа, определенная по рис. 11.11.

Следует отметить, что поправка Со учитывает лишь увеличение относительной плотности независимо от наличия в газе пеуглеводородных компонентой,

которые оказывают различное по величине и знаку влияние на влагосодержание. Так, наличие азота в газе снижает, а наличие углекислого газа и сероводорода повышает влажность природного газа. Поэтому при наличии неуглеводоэодных компонентов номограмму можно использовать только для оценочных расчетов. Для аналитических расчетов влагосодержания используется формула

F-_.| -В.

(П.30)

_ГД€ д _ коэффициент, равный влагосодсржанию идеального газа; В — коэффициент, зависящий от состава газа; р — заданное давление, кгсусм².

W, кг/1000м³

800 600

-50 -40 -30 -20 -Ю 0 10 20 30*050607080 /00120 W t,^c С

Рис. 11.11. Номограмма равновесного влагосодержания природного газа с относительной плотностью 0,6

Коэффициенты Л и В в зависимости от температуры приведены в таСл. 11.13. Коэффициент А можно также вычислить по формуле

Ра. _ПМ • 1,033 • 10³

0,0818 293 г

Этот пример показывает, что при прохождении рекуперативного теплообменника ДЭГ практически не испаряется.

5. По уравнениям (1.24) и (1.26) вычисляют молярную долю паровой и жидкой фаз:

/ = (0,9920 - 0,50985)/(0,9920 - 0,3396) = 0,7390;

v = (0,50985 - 0,3396)/(0,9920 - 0,3396) = 0,2610.

Расчет состава фаз многокомпонентной системы. Изменение давления или температуры газовых и жидких смесей может привести к образованию в системе второй фазы. Эти процессы описываются уравнениями парожидкостного равновесия:

Х_{=-_ч ;    (1.35)

к,-(к,-1)1

Y_{ =    *'°^Ki _ч ,    (1.36)

1 + (K_t - 1)V

где Х_{ - молярная доля компонента в исходной смеси до начала изменения параметров; K_t - константа равновесия компонента в условиях равновесия; L и V - молярные доли жидкой и газовой фазы соответственно; Х₍ - молярная концентрация компонента в жидкой фазе после изменения параметров системы; У* - то же в газовой фазе.

На практике в газовой промышленности с помощью уравнений (1.36) и (1.37) решаются следующие задачи:

а)    выделение газа из нефти и конденсата на всех этапах их прохождения - от пласта до емкости хранения;

б)    ступенчатая сепарация продукции газоконденсатных и нефтяных месторождений;

в)    дегазация насыщенного абсорбента при его дросселировании;

г)    сжатие, расширение, охлаждение газа и т.д.

На примере уравнения (1.35) рассмотрим определение количества и состава жидкой и газовой фаз. Если уравнение

(1.35) записать по числу компонентов, то можно увидеть, что число неизвестных на одно больше, чем число уравнений. В связи с этим L и X, определяются методом последовательных приближений. Задаются разными значениями L между 0 и 1. Затем определяют X, для всех компонентов, после чего проверяют материальный баланс системы: сумма молярных концентраций в жидкой фазе должна быть равна единице, т.е. HXj -= 1. Если это условие не удовлетворяется, то задают новое значение L и расчет повторяют.

После нахождения молярной доли и состава жидкой фазы

выделяют число молей компонентов в ней. Затем определяют молярную долю газовой фазы V = 1 L. Далее по уравнениям

(1.30)    вычисляют молярные концентрации компонентов в газовой смеси.

Пример 1.12. Дана смесь следующего молярного состава, %: С₂Н_б - 15; С₃Н₈-20 и н-С₄Н,₀ - 56. Константы равновесия компонентов равны: ^_С2 — 4,13; Я_Сз=1,3; К_С4=0,42. Требуется определить составы жидкой и газовой фаз при давлении 8,1 МПа и температуре 30 *С.

Решение. Для определения состава фаз по уравнению

(1.35) рассчитывают значения для разных компонентов. Расчет ведется на 100 моль исходной смеси.

Запишем уравнение концентрации для жидкой фазы:

Х₂ = 0,15/(4,13 - (4,13 - ОО; Х₃ = 0,20/(1,3 - (1,3 - l)L);

Х₄ = 0,65/(0,42 - (0,42 - l)L).

Сначала задаются значением L = 0, т.е. предполагают, что вся начальная смесь испарилась.

При L = 0 находят, что сумма концентраций компонентов равна 1,74, т.е. больше единицы. Значит, жидкая фаза существует (Х₂ + Х₃ + Х₄ < \ указало бы на отсутствие жидкой фазы).

Подбирая разные значения L, находим, что при L = 0,883 EX, = 1. Значит, в условиях р - 8,1 МПа и Т = 30 °С часть указанной смеси (0,88286) будет в жидкой фазе, а остальная -в газовой. Результаты расчета даны в табл. 1,8,

Этот расчет можно было выполнить также по уравнению

(1.31).    В этом случае пришлось бы задаться значением V и расчет вести в той же последовательности.

или z_CM ^о(Рпр> Г_пр) “Ь Zj(p_up, Г_пр)о)_си,

где z₀(p_np, Г_пр) — коэффициент сверхсжимаемости простого газа, определяемый по данным р_пр и Г_пр; 2j(p_npI Г_11р) - поправка к обобщенному коэффициенту сверхсжимаемости сложных газов и жидкостей, являющаяся функцией приведенного давления и температуры; о)_см — ацентрический фактор смеси газов (для простых газов о)_см = 0),

(1.23}

оз.

=

/=1

где у, — молярная доля z-го компонента в смеси; to, — ацентрический фактор i-го компонента в смеси, который можно определить по формуле Эдмистера:

кр:

ig

3

- 1,    (1.24)

-1

Г

V кип

где р_ат — атмосферное давление; Г_кип компонента при атмосферном давлении.

Ацентрический фактор для многих веществ изменяется от

О до 0,4 (см. табл. 1.5, 1.7).

На рис. 1.5. показаны зависимости коэффициента сверхсжимаемости азота от давления и температуры.

температура кипения

Давление, МПа

Рис. 1.5. Зависимость коэффициента сверхсжимаемости азота от давления и температуры

Гакже применяются уравнения состояния Редлиха — Квон-| Ьенедикта — Вебба — Рубина, Пенга — Робинсона и др.

В расчетах процессов добычи, транспорта и переработки природного газа широкое применение находит двухконстант-иое уравнение состояния Редлиха — Квонга, являющееся од-и"И из модификаций уравнения состояния Ван-дер-Ваальса: с    \

(V - Ъ) = RT,    (1.25)

р +

r^0,°V(V + ЬI

•    л* а = 0,4275 Я²7*⁵_кр/р_кр; Ъ - 0,08664 RT_Kp/p_%pl Г_кр- крити-и кая температура (температура, выше которой газ не пере-щ'>ди I в жидкое состояние); р_хр — критическое давление.

,\ля определения коэффициента z уравнение Редлиха —

•    п. ига (РК) имеет вид

z³ - z² + z{a² - Ь²р - Ь)р - а²Ьр² = 0,    (1-26)

. V u^J = 0,4278 7*Vp.р ^ ^Ь = °-^{0867 Г}кр/Ркр Г.

Применительно к смесям вид уравнения РК сохраняется,

и.» коэффициенты его вычисляют по следующим правилам:

а =

И критической области, а также при определении параметрам смесей, состоящих из молекул различного строения, по-Iи шность расчетов резко возрастает. Кроме того, параметра меществ и смесей в жидком состоянии также вычисляют-

•    м I большой погрешностью.

1I о этому Пенг и Робинсон предприняли попытку внести | и и«* изменения в вид уравнения РК, которые бы повысили I июсть вычисления плотности равновесной жидкости фазы. \ равнение состояния Пенга — Робинсона имеет вид

RT    а(Г)

р  ---,    (1.27)

V - Ь V(V + Ь) + Ь(V - Ь)

•    -v V молярный объем; а и Ь — коэффициенты уравнении определяемые критическими параметрами вещества.

коэффициент а — функция температуры

а(Г) = а_рКа(Г),

•    ¦ (а|Г) — коэффициенты, определяемые по формулам

1 + 7n(l -Т^и'⁵_пр)]²;

а =

чГ>

= tJ Q О о Ь5 о о н 1*

д ^ з.

*•о я*_а

чЯ ' *

о О ы Сй ,

'¦:| Ж ро ГГ>

Я ГЪ

ьи;

оз; н л J • • л

»;т » ^г 5 g*p Sg =

Н ijv —

*    я

-S о S ³

в ^

3 й № ° Е о

*    ^л ж •

<<

я

•о

•<

п

О

о

н

от

из

о

У*

»

х

г

х

U)

3

р

х

X

X

20

X

о

-I

11 О X Q 2 ¹

-5 °

со

* gb S ^s

-, Со

со

*

V

W

р

0

S

г>

S

2

О

н

S

о

н

н

го

2

э

л

•а

р

тэ

Z

ао

Щ

Р

00

X

ft

X

Я

S

Н

со

о

:=>

S

J=

йз

20

04

Р

чг

сО

СО'

ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ

2.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОДУКЦИИ УСТАНОВОК ОБРАБОТКИ ГАЗА И КОНДЕНСАТА

Разделение пластовой продукции газоконденсатных месторождений на фракции производится на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) и промысловых установках с применением абсорбционных, адсорбционных, хемосорбционных, конденсационных и других процессов.

Продукцию ГПЗ и промысловых установок условно можно разделить на 5 групп [1, 2].

В первую группу входят газовые смеси, используемые как топливо. Их основным компонентом является метан. Эти газы содержат также несколько процентов других углеводородов, диоксид углерода, азот и незначительные количества сернистых соединений. Содержание последних регламентируется отраслевым стандартом ОСТ 51.40-83 и техническими условиями.

Одним из основных отличий продукции этой группы является то, что концентрация отдельных углеводородов в них не регламентируется.

Следует отметить, что незначительное количество продукции этой группы используется как сырье для производства метанола, аммиака и т.д.

Вторая группа включает, в себя газообразные технически чистые углеводороды и гелий, а также газовые смеси с заданным составом. Эти продукты, как правило, используются для специальных целей.

Третья группа объединяет жидкие углеводороды, в том числе широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), смеси сжиженного пропана, сжиженные изо- и и-бутаны, жидкий гелий и т.д. Общим признаком этой группы является то, что в жидком состоянии при 20 “С эти углеводороды находятся при определенном избыточном давлении.

В четвертую группу входят продукты, находящиеся в нор-

мальных условиях в жидком состоянии, такие как газовый конденсат и продукты его переработки.

К пятой группе относятся твердые продукты: канальная сажа, технический углерод и газовая сера.

Все продукты, входящие в состав вышеперечисленных групп, отличаются углеводородным составом, содержанием в них воды, механических примесей, диоксида углерода и сернистых соединений, температурами кипения и застывания и т.д.

Параметры, влияющие на потребительские свойства продуктов, включая способы их доставки к потребителям, принято называть показателями качества. Практически на все виды продукции установлены показатели качества, которые зафиксированы в государственных общесоюзных стандартах (ГОСТ), отраслевых стандартах (ОСТ) и технических условиях (ТУ) [6].

ГОСТы, как правило, устанавливаются на продукты, производимые несколькими отраслями народного хозяйства.

ОСТы регламентируют показатели качества продукции одной отрасли или нескольких подотраслей. В последнем случае на долю отрасли-разработчика приходится основное количество данной продукции. К примеру, ОАО “Газпром” - разработчик отраслевого стандарта ОСТ 51.40-93 на газ, подаваемый в магистральные газопроводы, - производит более 90 % углеводородных топливных газов. Одновременно оно осуществляет транспортирование как природных, так и нефтяных газов по МГ.

Государственные и отраслевые стандарты устанавливают показатели качества на срок 5 лет. Разработка новой редакции стандартов производится с учетом развития техники и технологии газопереработки и потребности народного хозяйства в отдельных продуктах.

Технические условия (ТУ), как правило, отражают договоренность отдельных предприятий с производителем продукции. В отличие от стандартов ТУ устанавливаются на неограниченный срок и могут изменяться в любое время с взаимного согласия поставщика и потребителя.

Общими принципами установления показателей качества продукции газоперерабатывающих заводов являются:

обеспечение бесперебойной подачи к потребителям;

рациональное использование ресурсов сырья;

возможность контроля в условиях производства и потребителя;

отсутствие показателя, вытекающего как производное из других показателей;

Коэффициент b имеет вид

b = 0,0778RT_K/p_K.

Для вычисления коэффициента т используют формулу т = 0,37464 + 1,54226(0 - 0,26992ы².

Уравнение (1.27), записанное относительно коэффициента сверхсжимаемости z, имеет вид

z³ - (1 - B)z² + (А - 3 В⁷ - 2 B)z - (АВ -В²- В³) = 0.    (1.28)

Коэффициенту сверхсжимаемости паровой (газовой) фазы соответствует наибольший положительный действительный корень (1.19), а коэффициенту сверхсжимаемости жидкой фазы — наименьший положительный действительный корень

(1.19).

Для двухконстантных кубических уравнений состояния значение коэффициента сверхсжимаемости любого вещества в критической точке получается одинаковым. Так, для модификации Соаве z_K = 0,333, а для модификации Пенга — Робинсона — 0,307. В действительности значение этого коэффициента в критической точке меняется от 0,288 для метана до 0,212 д\я н-нонадекана. Таким образом, z_K уравнения Пенга — Робинсона в большей степени соответствует чистым углеводородам, чем значение z_K уравнения Соаве.

Коэффициенты уравнения (1.27) для смеси вычисляют по правилу смешивания

а = IX (1 - S)т1,Л;(а,а.)⁰⁵; Ь = ? цЬ,,

i=ii=i    /=I

где Cjj — коэффициенты парного взаимодействия; T|_i( ri, — соответственно молярные доли г-го и j-го компонентов в смеси; а = а_рДа,.(Г).

1.3. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПРИРОДНОГО ГАЗА

1.3.1. ПЛОТНОСТЬ ГАЗОВ

Под плотностью газа понимают отношение массы газа к его объему. Единица измерения плотности в СИ — килограмм на кубический метр (кг/м³).

Плотность газа р₀ (в кг/м³) в нормальных физических условиях (при 0,1013 МПа и 273 К) можно определить по его молекулярной массе М\

40

Ро = M/22,41.

Если плотность газа задана при 0,1013 МПа, то пересчет ее п.I другое давление (при той же температуре) д\я идеального

(1.29)

¦ \и\ проводится по формуле

р = рор/0,1013,

• л*' р — давление, МПа.

Часто для характеристики газа применяют относительную нминость его по воздуху при нормальных условиях, г.е. при п НИЗ МПа и 273 К:

р₀ = р₀/1,293.    (1.30)

11лотность природного газа для данных р и Т при известии \ се значениях при р₀ и Т₀ можно определить по формуле

С-31)

1.3.2. СОСТАВ ГАЗОВОЙ СМЕСИ

1.1 юные смеси (как и смеси жидкостей и паров) характе-1»| lyio’icH массовыми или молярными концентрациями ком-

.......шов. Объемный состав газовой смеси примерно совпа-

и | с молярным, так как объемы 1 кмоль идеальных газов при одинаковых физических условиях по закону Авогадро MMi'MT одно и то же численное значение, в частности, при "Ik и 0,1013 МПа - 22,41м³.

Дли характеристики газовой смеси надо знать ее среднюю

• м-i улярную массу, среднюю плотность (в кг/м³) или отно-i и И- м.цую плотность по воздуху.

I « ли известен молярный состав смеси (в %), то средняя

• mi-кулярная масса вычисляется по формуле

«с = iy.M,/юо,    (1.32)

1 = 1

..... v,    у₂,...    у_п    —    молярные (объемные)    доли    компонентов в

- " - и    %;    M_lt    М₂..... М„ — молекулярные    массы    компонен

та,

I < \и »адан массовый состав смеси (в %), то ее средняя mo-

д. . V, v.ipium масса вычисляется по формуле

AU = 100/?ff,/M,,    (1.33)

1=1

№ Рв. п — упругость водяных паров при данной температуре, кгс/см²; z — коэффициент сверхсжимаемости газа при р и Т\ М — молекулярная масса паров воды, равная 18.

Упругость нодяных паров в зависимости от температуры приведена в табл. 11.14.

Формула (11.30) справедлива для тех же условий, что и номограмма, приведенная на рис. 11.11, и в нее следует вводить те же поправки.

Пример. Определить влагосодержанне газа с относительной плотностью 0.7, находящегося в контакте с водой, содержащей 10% солей, при давлении р = 100 кгс/см² и температуре t = 60 С.

Определяем _D при 100 кгс/см² и 60 °С по рис. 11.11.

И»п

Г_м = 2,1 кг/1000 м³.

По табл. 11.13 находим при t = 60 °С Л = 152; В = 0,562 н рассчитываем по формуле (11.30)

г_0|в =-^0,562 =2,082 кг/1000 м³.

Определяем для р = 0,7 Cq = 0,98.

Поправка на соленость С_s = 0,93.

Искомая влажность равна

№=2,1.0,98.0,93 = 1,914 кг/1000 м³.

П.7. ТЕПЛОЕМКОСТЬ ГАЗА

Теплоемкостью газа называется отношение теплоты, подведенной к нему в определенном термодинамическом процессе, к соответствующему изменению температуры газа.

Отношение теплоемкости к единице количества газа называется удельной (массовой или молярной) теплоемкостью.

Единицы измерения удельной теплоемкости Дж/кг*^сС, ккал/кг-^сС, кал/г-°С (1 кал/г-°С = 4,1808 Д ж/к г>?) или по отношению к одному молю газа Дж/моль X

X ^СС, ккал/моль*°С.

Для практических расчетов используют массовую или молярную теплоемкость при постоянном давлении С_р (изобарная теплоемкость).

Z0

10

-50

50

Рис. 11.13. Записимость изобарной молярной теплоемкости углеводородов при атмосферном давлении от температуры

Изобарная теплоемкость газа при Т и р определяется по формуле

= cj + ДС_р,    (11.32)

где С® — изобарная теплоемкость при атмосферном давлении и заданной температуре Т, ккал/кг-°С; АС_р — поправка на давление, ккал/кг-°С.

Величина С_р для природного газа известного состава определяется по формуле

^ с» -1 еЛ„ (П.ЗЗ)

too t,°c

i=l

где С^ — изобарная теплоемкость при Т и атмосферном давлении i-го компо-

пеита, ккал/кмоль-°С_Э или ккал/кг-°С; gi — массовая доля r-го компонента, доли единицы.

Величина С^{)₍ определяется по рис. 11.13 или рассчитывается по формуле

где E(_t F'_t, Gi, Я/, Ni — коэффициенты, определяемые для каждого компонента по табл. 11.15; п= 77100; Т — температура, К.

Рис. II.И. Зависимость ДС^ от ^пр ^и пр

Поправка на давление ДС_р должна определяться в зависимости от состава газа по двум или трем параметрам (способ выбора метода аналогичен описанному п п. 11.5.1 или II.5.2).

I. Для определения ДС_р по двум параметрам используется график, представленный на рис. 11.14. Псевдокритичсские и псевдоприведенные параметры определяются, как в п. II.3.

Так как на рис. 11.13, 11.14 АС_р приведено в ккал;кмоль-^сС, С°_р надо определять в тех же единицах. В результате полученная по формуле (11.32) теплоем-

обеспечение экологичности использования, транспортирования и хранения;

выражение показателя через конкретные числа. Здесь имеется в виду недопустимость в стандартах и ТУ выражений, толкование которых может быть воспринято по-разному.

Установленные на те или иные продукты показатели качества наряду с потребительскими свойствами в косвенной форме отражают также уровень развития техники и технологии в данной отрасли. Так, при проектировании ныне действующих ГПЗ концентрация H₂S в товарном газе но ОСТ 51.40-83 установлена не более 20 мг/м³. Это связано с тем, что в настоящее время более глубокая очистка газа от H₂S сопряжена со значительными дополнительными затратами. В настоящее время на крупнейших ГПЗ (Мубарекский и Оренбургский) достигается очистка газа от H₂S до его остаточного содержания в газе 5-10 мг/м³ практически при тех же эксплуатационных затратах, что и при очистке по требованиям отраслевого стандарта. Следовательно, при разработке новой редакции ОСТа возможно установление новых норм по содержанию H_;S в товарном газе.

Однако в этом случае ряд старых установок по очистке газа от сероводорода не мог бы обеспечить очистку газа в соответствии с новыми требованиями. Для достижения на них более тонкой очистки газа от H₂S потребовалась бы их реконструкция, что связано с большими капитальными вложениями. Поэтому установление более жестких требований на качество газа может быть отражено в технологическом регламенте соответствующей установки.

Одной из особенностей ГПЗ является изменение состава перерабатываемого сырья в зависимости от пластовых параметров нефтяного или газоконденсатного месторождения. В связи с этим для ряда основных видов продукции не регламентируется компонентный состав как показатель качества. К таковым можно отнести, в первую очередь, товарный газ и газовый конденсат, а также моторные топлива, получаемые при переработке конденсата или нефтей. Кроме того, отдельные показатели этих продуктов устанавливаются в широком диапазоне.

Благодаря этому при относительно низких эксплуатационных затратах удается осуществить переработку газожидкостных смесей с получением товарной продукции.

Следует отметить, что изменение состава добываемой про дукции, в первую очередь, отражается на показателях сырья, поставляемого из нефтяных, газоконденсатных или газовых месторождений на ГПЗ. К примеру, из газоконденсатного мсс-

торождения (ГКМ) на ГПЗ в качестве сырья подаются нестабильный конденсат и отсепарированный газ. Со снижением пластового давления, а также при изменении режима промысловых установок изменяются составы нестабильного конденсата и газа. Практически эти изменения происходят беспрерывно. Поэтому установление в ТУ таких показателей» как температура начала и конца кипения, плотность, давление насыщенных паров, компонентный состав и т.д., сделали бы соблюдение требований ТУ невозможным.

Учитывая изложенное, в ТУ на сырье, поставляемое из ГКМ на ГПЗ, должны устанавливаться такие показатели, как содержание в сырье механических примесей, различных инги-биторов, воды и т.д. Перечисленные показатели отражают эффективность работы промыслового оборудования, и, воздействуя на ряд режимных показателей, возможно поддерживать их на определенном уровне.

2.2. НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ УСТАНОВЛЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ГАЗА

Общие требования к качеству товарных газов. Основная продукция промысловых и заводских установок по переработке газа - товарный газ, используемый в качестве бытового и промышленного топлива. Как правило, потребители товарного газа находятся на большом расстоянии от районов расположения ГПЗ, Поэтому обеспечение бесперебойной подачи газа к потребителям является определяющим при разработке документов, регламентирующих его качественные показатели.

Наряду с этим от показателей качества газа в значительной степени зависят также капиталовложения на установки промысловой и заводской обработки газа и эксплуатационные расходы на них.

Как было указано выше, добыча газа ведется в основном в регионах, расположенных в холодной климатической зоне. В то же время основные потребители газа находятся в теплой климатической зоне. Это обстоятельство обусловливает серьезные требования к качеству газа.

Надежность эксплуатации газотранспортных систем, составной частью которого является УКПГ, выдвигает определенные требования к процессам подготовки газов к транспорту. Основное из них - установление точек росы газа по воде и углеводородам, обеспечивающих бесперебойную работу ГТС с высокими технико-экономическими показателями. (Необходи-

где д_и д₇д_п — массовые доли компонентов в смеси, %.

Плотность смеси р_см (в кг/см³) определяют, пользуясь средней молекулярной массой по формуле

р_см = MJ 22,41.

Относительную плотность смеси находят по формуле Асм = Рсм/Р_в = Рсм/1-293,

где р_гм и р_в — плотности смеси и воздуха соответственно при 273 К и 0,1013 МПа.

1.3.3. ПАРЦИАЛЬНОЕ ДАВЛЕНИЕ И ПАРЦИАЛЬНЫЙ ОБЪЕМ СМЕСИ ИДЕАЛЬНЫХ ГАЗОВ

Смеси идеальных газов характеризуются аддитивностью парциальных давлений и объемов. Это означает, что каждый газ в смеси идеальных ведет себя так, как если бы он в данном объеме был один.

Парциальное давление компонента газовой смеси представляет собой то давление, которое он оказывает при удалении из объема, занимаемого смесью, остальных компонентов при неизменных первоначальных объеме и температуре.

Под парциальным объемом понимается объем, который имел бы данный компонент смеси газов, если бы из нее были удалены остальные компоненты при условии сохранения первоначального давления и температуры.

Аддитивность парциальных давлений выражается законом Дальтона

Р = Zp_lt    (1.34)

где р    —    общее    давление смеси газов; р,    — парциальное дав

ление /-го компонента в смеси,

Pi/P = n,/N = у-,    (1.35)

или

Р, = у,р,    (1.36)

где п,    —    число    молей    /-го компонента в    смеси; N — общее

число    молей смеси; у,    = п,- /N — молярная доля /-го компо

нента в смеси.

Парциальное давление компонента в смеси идеальных газов равно произведению его молярной доли в смеси у_; на общее давление смеси газов р.

Аддитивность парциальных объемов компонентов газовой г меси выражается законом Амага

V =    (1.37)

|де V — общий объем смеси; v, — парциальный объем i-ro компонента в смеси

v_i/V = n_i/N    = y_l    (1.38)

или

V, = у у,    (1.39)

ы к как парциальный объем компонента в смеси идеальных («зов равен произведению его молярной доли в смеси у, на чЛщий объем смеси газов V.

1.3.4. ВЯЗКОСТЬ ГАЗОВ

Вязкостью называется свойство газов сопротивляться | 'М.жению или сдвигу одной из части относительно другой. Количественно вязкость характеризуется коэффициентом динамической вязкости |х. Вязкость углеводородных газов зави-

•    III от температуры и давления. Коэффициент динамической мм (кости газа при различных давлениях и температурах необ-« >лимо знать для разных расчетов при движении газа в пла-14 г, скважине, поверхностных газопроводах и оборудовании, .1 ыкже в процессах теплопередачи, сепарации газа и нефти,

¦ in тки газа от твердой взвести и др.

I !о закону Ньютона сила внутреннего трения, возникаю-'4.111 при перемещении одного слоя жидкости или газа отно-I ии льно другого, прямо пропорциональна градиенту относи-| м.ной скорости перемещения и площади соприкосновения них слоев.

1«кон Ньютона математически записывается так:

F = jiS{dw/dx),    (1.40)

¦ и коэффициент динамической вязкости Па • С; S — ил ц«дь параллельно перемещающихся слоев, м²; dw/dx —

•    pa viiiMiT скорости в направлении, перпендикулярном плоско-11и I ^прикосновения слоев, W — м/с и х — м.

111 ш расчетах часто применяют коэффициент кинематиче-

•    • и вязкости v (в м²/с), который равен коэффициенту дина-м|пп кой вязкости, деленному на плотность газа р в рабочих г Линиях:

V = ц/р.    (1.41)

43

кость Ср будет также выражена в ккал/кмоль-°С. Если для последующих расчетов необходимо иметь С_р в ккал/кг-°С, следует полученную величину разделить на молекулярную массу газа, определяемую по формуле

л

М = ? ^Xi^Mi>    (II-35)

1=1

где Mi — масса киломоля i-ro компонента, кг/кмоль; Xi — мольная доля i-го компонента, доли единицы.

Пример. Определить С_ при р =1    0 кгс/см² и t = 137 °С для газа следующего со

става: СН₄ — 97,7; С*Н* - 3.04; QH* — 1,05; С₄Н₁₀ — 0,72; С₆Ни - 0,17; СО, — 0.72: N_a — 0,61 об. %.

Определяем по рнс. 11.13 или по формуле (11.34) для каждого компонента при t = 137 °С.

Находим g. для каждого компонента ло формуле (II. 1).

По формуле (11.33) вычисляем Ср_см = 10,825 ккал/'кмоль-°С Распет Ср _см приведен в табл. 11.16.

Определяем р_кр, 7_кр (расчет приведен в табл. 11.16).

Рассчитываем приведенные параметры

РмР = 150,0/47,38 =3,16; Гпр <273+ 137)/200 = 2,05.

По рис.11.14 для полученных значений р_п^ н 7*_Пр находим AC_f) = 1,6 ккал/кмоль* °С По формуле (11.32) рассчитываем С^

С_р = 10,825 4- 1»5 = 12,425 ккал/кмоль-°С.

Для получения С^ в ккал/кг-°С делим полученную величину на массу киломоля М = 17,431

Ср = 12,425/17_;431 =0,713 ккал/кг-°С.

II. Определение величины ДС_Р с учетом третьего параметра проводится по

формуле

ДС_Р=^-(ДС^+_ШДС<‘'),    (11.36)

где R = 1,986 ккал/кмоль-°С; М — масса кнломоля, кг/кмоль; ДС^⁰', ДС⁽_р^х) — безразмерные функции, представленные на рис. 11.15 и 11.16 в зависимости от приведенных давления и температуры для значений р_пр от 0,3 до 4 и 7_пр от 0,8

до 2.

Для расчета по формуле (11.36) величины М, <а, р_пр, Г_пг> должны быть рассчитаны по составу газа соответственно по формулам (11.35), (II.18), (11.12), (11.15).

мость в более глубокой переработке газа должна определяться на основании технико-экономических расчетов с учетом эффективности использования ресурсов газа в различных отраслях народного хозяйства.)

Вопросы, связанные с определением точек росы газа, обеспечивающих надежность работы магистральных газопроводов, были предметом исследований многих ученых [2-23]. Внедрение результатов работ указанных авторов в практику позволило сформулировать ряд общих требований к технологии обработки газа. Эти требования учитывают режим эксплуатации МГ, эффективность работы технологических установок и их оборудования, ретроградную конденсацию тяжелых углеводородов, а также возможность образования конденсационного гликоля в ГТС.

Качественные показатели газов, подаваемых в МГ, определяются в соответствии с ОСТ 51.40-83, ОСТ 51.40-93 и техническими условиями, разработанными на их основе (табл. 2.1).

Качественные показатели товарных газов, приведенные в табл. 2.1, условно можно разделить на три группы (необходимо иметь в виду, что ряд показателей одновременно может относиться как к одной, так и к другой группе).

К первой группе можно отнести точки росы по воде и углеводородам, а также массу механических примесей и труднолетучих жидкостей в газе. Основным принципом установления этих показателей является обеспечение бесперебойной подачи газа потребителям при высокой гидравлической эффективности работы газопроводов.

Показатели второй группы характеризуют потребительские свойства газа. К ним можно отнести теплоту сгорания газа и содержание сернистых соединений в нем. Теплота сгорания газа наряду с КПД горелочных устройств является основным показателем, характеризующим удельный расход газа. Практически природные газы всех ныне эксплуатируемых месторождений по этому показателю выдерживают требования ОСТа. При определенном суммарном содержании в газе азота и диоксида углерода теплота сгорания газов станет ниже ОСТовского показателя. Такие газы должны подаваться потребителям в смеси с газами с более высокими значениями теплоты сгорания с тем, чтобы соблюсти требования ОСТа. Теплота сгорания для газовых смесей может определяться с применением правила аддитивности.

Концентрация сернистых соединений в газе влияет на интенсивность коррозии металла трубопроводов и, следовательно, на срок их службы. Кроме того, низкие значения этого по-

Показатели ОСТ 51.40-93 на горючие газы, поставляемые н транспортируемые по магистральным газопроводам

с холодным климатом

с умеренным климатом

-20

-10

-5

0

-3

0

Точка росы по влаге, °С, не выше

Точка росы по углеводородам, “С, не выше Температура газа, °С

Масса сероводорода, г/м³, не более

Масса меркаптамовой серы, г/м³, не более

Объемная доля кислорода, %, не более

Теплота сгорания низшая, мкДж/м³, при 20 м и 101,325 кПа, не менее

Масса механических примесей и труднолетучих жидкостей