авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |

«К 100-летию ВИКТОРА ИВАНОВИЧА МУРАВЛЕНКО 24 декабря 2012 г. исполняется 100 лет со дня рождения одного из выдающихся организато- ров нефтяной промышленности нашей страны — Муравленко Виктора ...»

-- [ Страница 4 ] --

3. Reduce emissions and operating costs with appropriate glycol selection / H.O. Ebeling, L. G. Lyddon, K. K. Covington /http://www.bre.com/portals/0/technicalarticles/Reduce %20 Emis ions%20and%20 Operating%20Costs%20 with%20 Appro priate%20Glycol%20Selection.pdf 4. О возможности измерения температуропроводности жидкости по фотеконограмме / Федорец А. А., Колмаков Э. Э., Бакин П. Ю. // Вестник ТюмГУ – Тюмень, 2009, -№ 6. - С. 64.

5. Патент РФ № 2301415. Устройство для идентификации и контроля качества жидкостей. А. А. Федорец // Бюл.

№ 17. - 2007.

6. Поверхностные явления и поверхностно-активные вещества / Справочник под ред. А. А. Абрамзона и Е. Д. Щукина.- Л.: Химия, 1984. – 392 с.

Сведения об авторах Федорец Александр Анатольевич, к.ф.-м.н., доцент, Тюменский государственный университет, e-mail:

alex_fedorets@mail.ru, тел.: 8 (3452) Иванов Александр Владимирович, аспирант, Тюменский государственный университет, г.Тюмень Бакин Павел Юрьевич, ассистент, Тюменский государственный университет, г.Тюмень Даутов Тимур Рамилевич, к. т. н., начальник цеха по подготовке газа и конденсата, «Сахалин Энерджи Инве стмент Компани Лтд.»

Fedorets A. A., Candidate of Sciences in Physics and Mathematics, associate professor, Tyumen State University. e-mail:

alex_fedorets@mail.ru, phone 8(3452)29-76- Ivanov A. V., postgraduate of Tyumen State University.

Bakin P. Yu., junior lecturer of Tyumen State University Dautov T. R., Candidate of Technical Sciences, head of the workshop for gas and condensate treatment, «Sakhalin Ener gy Investment Company, Ltd.»

_ Нефть и газ УДК 622.692.4:621.317. РАДИОСИГНАЛ КАК МЕТОД ПЕРЕДАЧИ ДАННЫХ В ХОДЕ ОБСЛЕДОВАНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ОБЪЕКТОВ RADIO SIGNAL AS A METHOD OF DATA TRANSFER IN THE COURSE OF UNDERGROUND FACILITIES INSPECTION Р. Р. Хасанов R. R. Khasanov Уфимский государственный нефтяной технический университет, г.Уфа Ключевые слова: тройник, напряженно-деформированное состояние, радиосигнал, грунт, эксперимент Key words: t-joint, deflected mode, radio signal, soil, experiment Для мониторинга напряженно-деформированного состояния (НДС) удаленных и труд нодоступных объектов применяют закладную контрольно-измерительную аппаратуру (ЗКИА). В основе их работы лежит принцип передачи информации от обследуемого объек та к оператору без доступа к поверхности контроля. Процесс передачи информации может быть осуществлен контактным или дистанционным бесконтактным методами.

Измерительные датчики ЗКИА устанавливаются на поверхность обследуемого объекта в период строительства, что позволяет регистрировать его показания на протяжении всего срока эксплуатации. Для оценки напряженного состояния конструкций, как правило, доста точно датчиков деформаций, в редких случаях дополнительно применяют датчики темпера тур.

Данная система мониторинга положительно зарекомендовала себя при оценке прочно сти бетонных гидротехнических сооружений плотины, несущих конструкций высотных зданий, фундаментов. Нередко ЗКИА применяется для отслеживания процессов в глубин ных грунтах под монолитными сооружениями, в этом случае устанавливаются датчики дав лений грунта. Для контроля НДС железобетонных конструкций перед заливкой арматуру оснащают струнными датчиками деформаций.

Для мониторинга деформаций металла подземных трубопроводов активно перенимают положительный опыт применения ЗКИА.

Однако датчики деформаций на трубопроводах, как правило, являются временными.

В зависимости от срока, необходимого для определения возникших нерасчетных напряже ний, отклонения проектных параметров от фактических, могут монтироваться на поверх ность исследуемого объекта от нескольких дней до нескольких месяцев. Установка измери тельных датчиков на поверхность эксплуатируемого трубопровода ведется в предваритель но заготовленных шурфах, которые для обеспечения свободного доступа к контрольно измерительной аппаратуре на весь период измерений остаются открытыми.

Второй пример использования ЗКИА на подземных трубопроводах — интеллектуаль ные вставки [1, 2]. Вставка представляет катушку, изготовленную из трубы той же партии, что и прилегающие участки. По её периметру устанавливаются датчики, по показаниям которых осуществляется контроль над возможными деформациями металла. В отличие от первого случая, интеллектуальные вставки монтируются в период строительства трубопро вода.

Применение подобных методов контроля напряженного состояния металла трубопрово да позволяет заблаговременно предупреждать возникновение аварий. Тем не менее, боль шинство систем мониторинга подземных трубопроводов ориентированы на исследование напряженного состояния исключительно протяженных линейных участков, представляю щих повышенную опасность (береговые зоны, сильно пересеченные и геоактивные участ ки), а не конкретных узлов, например, тройников, запорно-регулирующей арматуры и т. д.

Тройники по исполнению являются конструктивными концентраторами напряжений.

Дополнительные механические напряжения в зоне соединения основной трубы и отвода возникают при температурных деформациях и подвижках подземных трубопроводов. Это значительно снижает эксплуатационную надежность данного участка по отношению к на дежности остального линейного участка трубопровода, в результате возникает потенциаль но опасный локальный участок.

Для диагностики НДС подземных тройников без проведения вскрышных работ плани руется создание устройства на основе измерения деформаций с помощью тензометрическо го преобразователя.

ЗКИА позволит отслеживать напряженное состояние металла в патрубковой зоне трой ника и оценивать его запас прочности в реальном времени, а измерение характеристик с Нефть и газ поверхности грунта максимально приблизит выдаваемые результаты к фактическим.

Выбор тройников, на которых должна быть установлена ЗКИА, осуществляется на ос нове расчета максимальных напряжений, которые могут возникнуть в патрубковой зоне при конкретных условиях эксплуатации. Немаловажным фактором, влияющим на выбор трой ника, является его конструкция. Предпочтение должно отдаваться сварным тройникам.

Реализация этих мероприятий на практике позволит повысить эксплуатационную безо пасность подземных тройников и всего трубопровода в целом.

Передача результатов измерений разрабатываемой ЗКИА предусматривается осуществ лять дистанционным бесконтактным методом.

В результате сбора и анализа информации о бесконтактных методах связи, выбор сдела ли в пользу сети Wi-Fi, работающей в диапазоне 2,4 ГГц (усиление 3 дБ).

Экспериментальное исследование передачи радиосигналов на расстояние проводилось в определенном порядке.

1. Определение максимального расстояния передачи информации по воздуху в зоне прямой видимости, при котором сохраняется уверенный прием сигнала.

2. Определение максимальной глубины передачи информации через слой грунта, при котором сохраняется уверенный прием сигнала.

Для объективности результатов эксперимента учитывались следующие факторы:

вид грунта;

пористость грунта;

влажность грунта.

На экране портативного компьютера для контроля уровня приема/передачи сигнала отображаются результаты эксперимента — частота приема n и правильная последователь ность принимаемой информации во времени. Номинальным является сигнал с частотой n=2 c-1 и правильной последовательностью. Частота возникновения ошибок исчисляется на каждые десять последовательно поступающих сигналов. Удовлетворительным считается радиосигнал с частотой приема n0,1 с-1 и наличием не более трех ошибок в наборе десяти последовательных сигналах (30%).

Максимальное расстояние передачи информации по воздуху в зоне прямой видимости, при котором сохраняется уверенный прием сигнала, составило 50 м. При дальнейшем уве личении расстояния между передатчиком и приемником уровень сигнала резко ухудшается — частота приема достигает значений n=0,10-0,20 с-1, нарушается последовательность при нимаемого сигнала.

Для исследования проводимости радиосигналов через толщу грунта подготовлен котло ван размером 0,5х0,5х1,0 м (высота — 1,0 м). Высота котлована подбиралась в зависимости от средней величины заглубления трубопровода до верхней образующей трубы [3]. Прием сигнала производился непосредственно над передатчиком, находящимся под землей.

Передатчик после включения помещался на дно котлована. Для контроля уровня насы паемого грунта использовалась мерная линейка, установленная вдоль стенки котлована.

Уровень приемного сигнала замерялся через каждые 0,1 м насыпаемого грунта вплоть до полной засыпки котлована. В качестве насыпного грунта использовались глина и песок крупнозернистый.

На первом этапе контролировалась проходимость радиосигнала через рыхлый свежена сыпанный грунт, на втором этапе – через уплотненный грунт. Уплотнение грунта происхо дило по мере засыпки котлована (каждые 0,1 м засыпаемого грунта).

Результаты экспериментов отдельно для свеженасыпанной рыхлой глины и песка при ведены на графиках (рис. 1, 2) следует, что с увеличением высоты засыпки грунта над пере датчиком, частота приема информации уменьшается, в то время как частота возникновения ошибок в последовательности поступающего сигнала возрастает.

Рис.1.

Показания приемника/передатчика для песка рыхлого свеженасыпанного Нефть и газ Рис. 2.

Показания приемника/передатчика для глины рыхлой свеженасыпанной Уверенный прием сигнала через рыхлый песок сохраняется на глубину до 0,4 м, при дальнейшем увеличении высоты засыпки частота приема информации сокращается в 4 раза.

Ошибки в последовательности поступающего сигнала начинают проявляться после преодо ления уровня 0,7 м. Показания приемника/передатчика для глины рыхлой несколько ниже, чем в первом случае, уверенный прием сигнала сохраняется на глубину лишь до 0,2 м. Од нако результаты передачи информации в обоих случаях удовлетворяют вышепоставленным требованиям.

Представлены показания проходимости радиосигналов через слой уплотненного песка и глины (рис. 3, 4).

Рис. 3.

Показания приемника/передатчика для песка уплотненного Как следует из показаний, процесс уплотнение грунта значительно ухудшает проходи мость радиосигналов. Например, глубина уверенного приема сигнала для песка сократилась до 0,2 м. Показания радиосигнала через уплотненную глину отличаются от первоначально го номинального значения уже на глубине 0,1 м. В обоих случаях уплотнение грунта ухуд шает проходимость радиосигналов в среднем на 50%.

Рис. 4.

Показания приемника/передатчика для глины уплотненной Для исследования влияния влажности на количественные и качественные характеристи ки радиосигнала, грунт был увлажнен на глубину засыпки. Результаты эксперимента приве дены на рисунках 5, 6. Увлажнение грунта незначительно отразилось на показаниях прини маемого сигнала – в обоих случаях диапазон уверенного приема сигнала уменьшился на 20– 25% по сравнению с результатами, приведенными на рисунках 1, 2.

Рис. 5.

Показания приемника/передатчика для песка рыхлого свеженасыпанного (влажный грунт) Нефть и газ Рис. 6.

Показания приемника/передатчика для глины рыхлой свеженасыпанной (влажный грунт) В целом результаты эксперимента удовлетворяют всем предъявленным требованиям, выбранный метод бесконтактной связи может быть использован в дальнейшей работе.

Список литературы 1. Усошин В. А., Петров Н. Г., Захаров А. В., Кузнецов А. Н. «Интеллектуальная вставка» для контроля напря женно-деформированного состояния магистральных трубопроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов. - М., 2004. - № 11. – С.7-9.

2. Петров Н. Г., Захаров А. В. Интеллектуальная вставка // Нефтегазовая вертикаль. - М., 2005. – С.28-30.

3. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования. - М.: Госстрой России, 2000.

- 71 с.

Сведения об авторах Хасанов Рустям Рафикович, ассистент, кафедра «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехра нилищ», Уфимский государственный нефтяной технический университет, г.Уфа, тел.: 8(963)9095963, e-mail:

hasanov25@mail.ru Khasanov R. R., assistant of the department «Construction and repair of oil-pipelines and oil storage facilities»,Ufa State Petroleum Technical University, phone: 8(963)9095963, e-mail: hasanov25@mail.ru УДК 622.692.4.052.006:621. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СТАНЦИИ МЕТОДОМ КОМПЛЕКСНОЙ ОЦЕНКИ EVALUATION OF THE WIND-POWER STATION CONSTRUCTION EFFICIENCY USING THE INTEGRATED ASSESSMENT METHOD А. А. Дедун, Н.

А. Малюшин A. A. Dedun, N. A. Malyushin ОАО «Институт «Нефтегазпроект», г.Тюмень Ключевые слова: ветроэнергетическая станция, комплексная оценка, энергетическая эффективность Key words: wind-power station. Integrated assessment, energy efficiency Существующие методы определения энергетической и экономической эффективности ветроэнергетической станции (ВЭС) достаточно сложны и не всегда понятны для технически не подготовленного инвестора [1]. Несомненно, современные программные комплексы («WASP», «AWS Truepower», «OpenWind», «Флюгер XXI» и др.) значительно упрощают процесс расчетов [2]. Однако в дополнение к существующим, принципиально новым способом обоснования инвестиций в ВЭС может стать метод их комплексной оценки, позволяющий количественно оценить преимущества одной станции над другой при сравнении их комплексных показателей.

Комплексный показатель — совокупность энергетических и экономических оценок строительства ВЭС, может быть использован для сопоставления различных ВЭС и вариантов компоновки оборудования в составе ВЭС. В случае оценки данным методом необходимо учитывать весомости отдельных свойств исследуемых величин, то есть определить их коэффициенты весомости, что позволит количественно оценить значимость изучаемых факторов [3]. Для нахождения весовых коэффициентов q i использовался метод экспертных оценок, базирующийся на анкетировании [3]. Найденные значения весовых коэффициентов q i занесены в таблицах 1–6.

Критерии и факторы энергетической эффективности ВЭС объединены в группы по двум признакам: мощность и вероятность работы ветроэнергетической установки (ВЭУ) в Нефть и газ различных режимах (см. табл. 1). Все факторы унифицированы и оцениваются по десятибалльной шкале. Каждой группе факторов и фактору в группе присвоен весовой коэффициент по результатам опроса экспертов.

Таблица Группы энергетических факторов с весовыми коэффициентами Весовые коэф. P А Пор.ном. Показатель Группа факторов А 1 Мощностные 0, А 2 Эксплуатационные 0, При этом каждая группа состоит из своего набора факторов. Состав группы мощностных факторов представлен (см. табл. 2).

Таблица Мощностные факторы с весовыми коэффициентами Весовые коэф.

Балл Aij Пор.ном. Показатель Фактор qА Коэффициент использования установленной мощ ности ВЭУ, К иум, % :

20 К иум 20 Киум 23 А1 1 0, 23 Киум 26 26 Киум 30 К иум 30 Относительная мощность ВЭУ, P :

0,22 P 0, 22 P 0, А 2 0, 0, 25 P 0, 0, 28 P 0, P 0, Балльный показатель мощностных факторов определяется с учетом данных (см. табл. 2) по следующему выражению:

А (1) А1 qij Aij, j где qiА — весовой коэффициент фактора в группе;

Aij — балльная оценка фактора;

i — номер группы факторов;

j — номер фактора в группе.

Таким образом, в обобщенном виде он таков:

. (2) Состав группы эксплуатационных факторов представлен (см. табл. 3).

Нефть и газ Таблица Эксплуатационные факторы с весовыми коэффициентами Весовые Балл Aij Пор.ном. Показатель Фактор А коэф. q Соответствие хода вырабатываемой мощности ВЭС и графика энергопотребления (ежемесячно), W мес. ВЭС, % :

0 W мес. ВЭС 5 W мес. ВЭС А2 1 0, 10 W мес. ВЭС 15 W мес. ВЭС W мес. ВЭС Соответствие хода вырабатываемой мощности ВЭС и графика энергопотребления (годовое), Wгод. ВЭС, % :

0 Wгод. ВЭС 5 А2 2 0, 5 Wгод. ВЭС 10 W год. ВЭС 10 Вероятность штилевых и буревых простоев ВЭУ Т шт Т бур, % :

(годовая), 0 Т шт Т бур 5 А 3 0, 5 Т шт Т бур 10 Т шт Т бур 10 Вероятность технических простоев ВЭУ (годовая), Т техн, % :

0 Т техн 3 А2 4 0, 3 Т техн 5 Т техн 5 Балльный показатель эксплуатационных факторов определяется с учетом данных (см. табл. 3) по следующему выражению:

А (3) А2 qij Aij.

j В обобщенном виде он таков:

q2А 1 А2 1 q2А 2 А2 q2А 3 А2 q2А 4 А2 4. (4) А2 2 Показатель энергетической эффективности ВЭС рассчитывается с учетом значений единичных факторов и их весовых коэффициентов:

2 n Pi А А (5) А qij Aij, i1 j где P А — весовой коэффициент группы факторов.

i В обобщенном виде он таков:

Р1А А1 А Р1А ( q1- 1 А А А А Р2 А2 q1- 2 А1 2) А А А А А (6) Р2 ( q2 -1 А2 q2 - 2 А2 q2 - 3 А2 q 2 - 4 А2 4 ).

1 2 Нефть и газ Представленные критерии и факторы экономической эффективности ВЭС могут быть объединены в группы по двум признакам: капитальные затраты на возведение ВЭС и срок окупаемости инвестиций (см. табл. 4). При этом все факторы также унифицированы и оцениваются по десятибалльной шкале. Каждой группе факторов и фактору в группе присвоен весовой коэффициент по результатам опроса экспертов.

Таблица Группы экономических факторов с весовыми коэффициентами Весовые коэф. P В Пор.ном. Показатель Группа факторов В 1 Капитальные затраты 0, В 2 Срок окупаемости 0, Состав группы факторов капитальных затрат представлен в табл. 5.

Таблица Факторы капитальных затрат с весовыми коэффициентами Балл Весовые Пор.ном. Показатель Фактор В Bij коэф. q Удельная стоимость разработки технико-экономического обоснования, Ц ТЭО, р. / кВт :

600 Ц ТЭО В 1 0, 600 Ц ТЭО Ц ТЭО Удельные капитальные затраты при покупке ВЭУ, К ВЭУ, р. / кВт :

45000 К ВЭУ В 2 0, 45000 К ВЭУ 70000 К ВЭУ 100000 К ВЭУ 100000 Стоимость доставки основного и вспомогательного оборудования, Ц дост, р. / кВт :

1000 Ц дост В 3 0, 1000 Ц дост 1500 Ц дост 1500 Стоимость дополнительных зданий, сооружений, линий электропередач и коммуникаций, Ц ЛЭП и соор., р. / кВт :

6000 Ц ЛЭП и соор. В 4 0, 6000 Ц ЛЭП и соор. 10000 Ц ЛЭП и соор. 15000 Ц ЛЭП и соор. 15000 Стоимость пусконаладочных работ, Ц ПНР, р. / кВт :

200 Ц ПНР В1 200 Ц ПНР 5 3 0, 250 Ц ПНР 300 Ц ПНР 300 Нефть и газ Балльный показатель факторов капитальных затрат определяется с учетом данных (см. табл. 5) по следующему выражению:

В (7) B1 qij Bij, j где Bij — балльная оценка фактора.

Таким образом, в обобщенном виде он таков:

q1В 1 B1 1 q1В 2 B1 q1В 3 B1 q1В 4 B1 q1В 5 B1 5. (8) B1 2 3 Состав группы факторов срока окупаемости представлен в табл. 6.

Таблица Факторы срока окупаемости с весовыми коэффициентами Балл Весовые Пор.ном. Показатель Фактор В Bij коэф. q лет Срок окупаемости, PP, 7 РР 7 РР В 1 0, 10 РР 13 РР РР Налоговые вычеты и льготы В 2 0, Наличие Отсутствие р кВт Затраты на эксплуатацию, Q & M,. / 1000 Q & M В2 1000 Q & M 3 0, 1200 Q & M 1500 Q&M 1500 Балльный показатель факторов срока окупаемости определяется с учетом данных (см. табл. 6) по следующему выражению:

В (9) B2 qij Bij.

j Таким образом, в обобщенном виде он таков:

В В В (10) B2 q2 1 B2 1 q2 2 B2 q2 3 B2 3.

Показатель экономической эффективности ВЭС рассчитывается с учетом значений единичных факторов и их весовых коэффициентов:

2 n Pi В В (11) B qij Bij.

i1 j Таким образом, в обобщенном виде он таков:

P В B1 P2В B B P1В q1В 1 B1 1 q1В 2 B1 q1В 3 B1 q1В 4 B1 q1В 5 B1 (12) 2 3 4 В В В В P q B2 q B2 q B2.

2 21 1 22 2 23 Нефть и газ Далее определяем комплексный показатель эффективности строительства ВЭС, который представляет произведение величин энергетических и экономических факторов:

S A B. (13) В обобщенном виде он таков:

( Р1А ( q1- 1 А А А S q1- 2 А1 2) А А А А А Р2 ( q 2 - 1 А2 q 2 - 2 А2 q 2 - 3 А2 q 2 - 4 А2 4 )) 1 2 ( Р1В В В В В В (14) ( q1- 1 В1 1 q1- 2 В1 2 q1- 3 В1 3 q1- 4 В1 q1- 5 В1 5 ) В В В В ( Р2 ( q 2 - 1 В2 1 q 2 - 2 В2 2 q 2 - 3 В2 3 )).

Расчет комплексного показателя ВЭС по баллам позволяет сопоставить различные ВЭС и варианты компоновки оборудования в составе ВЭС. При этом, чем меньше показатель, тем лучше.

Проведем апробацию предложенной методики на примере сравнения двух ВЭС: на базе ВЭУ «Nordex» N90 2500 LS мощностью 2,5 МВт и «Nordex» N117/2400 мощностью 2,4 МВт с высотой гондол 100и 91 м соответственно. Энергетические параметры данных ВЭУ и ВЭС на их базе представлены в табл. 7. Экономические показатели определены по зарубежным статистическим данным с учетом специфики отечественных условий и приняты одинаковыми для обеих ВЭС [2].

Таблица Энергетические характеристики ВЭУ «Nordex» N90/2500 LS и N117/ Показатель «Nordex» N90 2500 LS «Nordex» N117 Высота башни, м 100 Киум,% 0,2338 0, WгодВЭУ,кВт ·ч 5121876,86 6890619, Wгод.ВЭС, % 0,08 0, кВт Pср, 584,53 786, Вт м J, / 2 389,22 379, Т шт, ч 629,38 629, Т бур, ч 5,90 29, Заполним таблицу расчета комплексного показателя ВЭС (табл. 8).

Таблица Расчет комплексного показателя ВЭС на базе ВЭУ «Nordex» N90 2500 LS и «Nordex» N117/ Обозна- N90 2500 LS N117/ Пор.ном. Наименование группы факторов и фактора чение значение балл значение балл Энергетические факторы А 1 Мощностные – – – – Коэффициент использования установленной А 1.1 0,2338 5 0,3277 мощности ВЭУ, Киум, % А 1.2 0,23 7 0,32 Относительная мощность ВЭУ, P А Суммарный – 5,67 – 0, А 2 Эксплуатационные – – – – Нефть и газ Продолжение табл. Обозна- N90 2500 LS N117/ Пор.ном. Наименование группы факторов и фактора чение значение балл значение балл Соответствие хода вырабатываемой мощности ВЭС и графика энергопотребления (ежемесячно), А 2.1 29,55 10 25,11 Wмес.ВЭС, % Соответствие хода вырабатываемой мощности ВЭС и А2 2.2 0,08 0 0,99 графика энергопотребления (годовое), Wгод.ВЭС, % Вероятность штилевых и буревых простоев ВЭУ А 2.3 7,34 5 7,61 Т шт Т бур, % (годовая), Вероятность технических простоев ВЭУ (годовая), А2 2.4 5 5 5 Т техн, % А Суммарный – 4,30 – 4, 5,21 1, А Обобщенный показатель Экономические факторы В 3 Капитальные затраты – – – – Удельная стоимость разработки технико В1 3.1 650 5 650 экономического обоснования, ЦТЭО, р. / кВт Удельные капитальные затраты при покупке ВЭУ, В 3.2 50000 3 50000 КВЭУ, р./ кВт Стоимость доставки основного и вспомогательного В 3.3 1250 5 1250 оборудования, Ц дост, р. / кВт Стоимость дополнительных зданий, сооружений, линий электропередач и коммуникаций, В 3.4 8000 3 8000 Ц ЛЭП и соор., р. / кВт Стоимость пуско-наладочных работ, Ц ПНР, р. / кВт В 3.5 275 3 275 В Суммарный – 3,56 – 3, В 4 Срок окупаемости – – лет Срок окупаемости, PP, В 4.1 19 10 11 В 4.2 Да 1 Да Налоговые вычеты и льготы, да/нет р кВт Затраты на эксплуатацию, Q & M,. / В 4.3 1350 7 1350 В Суммарный – 6,80 – 3, – 5,72 – 3, Обобщенный показатель В – 29,81 – 6, Комплексный показатель АВ Анализ энергетического блока данных показывает, что мощностные факторы различаются значительно. Это вполне очевидно, так как ВЭУ N117/2400 относится к последнему поколению и имеет значительно лучший К иум. В результате балльная оценка группы мощностных факторов ВЭУ N117/2400 превосходит N90 2500 LS более чем в 8 раз ( А1 5, 67 у N90 2500 LS и А1 0,67 у N117/2400). Однако значения эксплуатационных факторов отличаются незначительно, а их оценки совпадают. Это объясняется тем, что ВЭС рассчитывались таким образом, чтобы ход вырабатываемой мощности ВЭС и график энергопотребления максимально совпадали в годовом выражении. Кроме этого, ввиду отсутствия точных данных о времени регламентных работ по техническому обслуживанию, Ттехн принято одинаковым для каждой ВЭС. В результате обобщенный значение показатель энергетических факторов для ВЭС на базе ВЭУ N90 2500 LS равен 5,21, а для N117/2400 – 1,88.

Ввиду отсутствия опыта строительства ВЭС в РФ факторы капитальных затрат в блоке экономических показателей определены по зарубежным статистическим данным с учетом специфики отечественных условий и приняты одинаковыми для обеих ВЭС. В результате их суммарная оценка также совпадает. Однако при развитии ветроэнергетической отрасли Нефть и газ эти факторы могут значительно отличаться в зависимости от принимаемых фирм производителей ВЭУ и предполагаемого района строительства ВЭС. Пожалуй, самым важным фактором в условиях рыночной экономики является фактор срока окупаемости. По этому показателю ВЭС на базе ВЭУ N117/2400 значительно опережает станцию на базе N90 2500 LS. Простой срок окупаемости первой составляет 11 лет, второй – 19, что в баллах 4 и 10 соответственно. Затраты на эксплуатацию также определены по зарубежным статистическим данным с учетом специфики отечественных условий и приняты одинаковыми для обеих ВЭС. В результате обобщенный показатель экономических факторов для ВЭС на базе ВЭУ N90 2500 LS равен 5,72, а для N117/2400 – 3,72.

Таким образом, комплексная оценка эффективности различных ВЭС, полученная в результате изучения группы энергетических и экономических показателей, позволяет определить лучший вариант ВЭС для строительства. В данном случае ВЭС на базе ВЭУ N117/2400 с высотой гондолы 91 м превосходит ВЭС на базе ВЭУ N90 2500 LS с высотой гондолы 100 м по комплексному показателю более чем в 4 раза ( А В 29,81 у N90 2500 LS и А В 6,99 уN117/2400).

Список литературы 1. Малюшин Н. А., Дедун А. А. Определение величины «зеленого» тарифа возобновляемых источников энергии.

Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - Тюмень, - 2012 г., - № 3. – С. 103–106.

2. Национальный кадастр ветроэнергетических ресурсов России и методические основы их определения.

В. Г. Николаев, С. В. Ганага, Ю. И. Кудряшов;

под ред. В. Г. Николаева. – М.: Атмограф, 2008. – 584 с.

3. Орлов А. И. Нечисловая статистика. - М.: МЗ-Пресс, 2004. – 516 с.

Сведения об авторах Дедун Алексей Александрович, помощник главного инженера проекта, ОАО «Институт «Нефтегазпроект», г. Тюмень, тел.: 8(3452) 688626, e-mail: lewadedun@gmail.com Малюшин Николай Александрович, д.т.н., профессор, президент ОАО «Институт «Нефтегазпроект», г. Тю мень, тел.: 8(3452) Dedun A. A., chief engineer assistant of the project, OJSC «Institute Nefetgasproject», phone: 8(3452)688626, e-mail:

lewadedun@gmail.com Malyushin N. A., PhD, professor, president of OJSC «Insitute Neftegasproject», Tyumen, phone: 8(3452) Химия и технология переработки нефти и газа УДК 547.2.03:537. ВЛИЯНИЕ ПРИСАДОК НА ТЕРМОЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ЖИРНЫХ СПИРТОВ INFLUENCE OF ADDITIVES ON THE THERMOELECTRIC PROPERTIES OF FAT ALCOHOLS С. Г.Агаев, А. А.Столбов, Н. С. Яковлев S. G. Agaev, A. A. Stolbov, N. S. Yakоvlev Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень Ключевые слова: депарафинизация, дизельное топливо, низкотемпературные свойства, высокомолекулярные (высшие жирные) спирты Key words: dewaxing, diesel fuels, low-temperature properties, high molecular alcohols Высшие жирные спирты (ВЖС) — высокотоннажные продукты нефтехимии. ВЖС и их простейшие производные используются в качестве флотореагентов, экстрагентов и раство рителей. Спирты используются в производстве пластификаторов, смазочных масел, вязко стных и депрессорных присадок. Основным потребителем ВЖС является промышленность синтетических моющих средств.

В работе [1] показано, что ВЖС могут быть также использованы для разработки альтер нативных источников энергии, работающих при температуре окружающей среды. Жирные спирты в области вращательной сингонии способны к преобразованию тепловой энергии в электрическую. Известно, что депрессорные присадки, используемые для улучшения низ котемпературных свойств нефтей и нефтепродуктов, индуцируют на поверхности кристал лов парафиновых углеводородов электрические заряды [2]. Представляло интерес выяснить Нефть и газ влияние этих присадок как легирующих добавок на электрические свойства ВЖС, которые, как и парафиновые углеводороды, относятся к соединениям жирного ряда и по кристалли ческой структуре близки к парафиновым углеводородам [3].

Работа посвящена изучению влияния депрессорных присадок (ДП) ТюмИИ-77 и ДП- на термоэлектрические свойства ВЖС при их кристаллизации. Цель работы — повысить с помощью присадок термоэлектрические эффекты в ВЖС. Увеличение термоэлектрических эффектов может способствовать повышению удельного съема электроэнергии, генерируе мого жирными спиртами при их кристаллизации.

В качестве объектов исследования использовалась промышленная фракция ВЖС C10 алюминийорганического синтеза и депрессорные присадки ТюмИИ-77 и ДП-65 [2]. Фрак ция ВЖС C10 18 соответствует ТУ 38.107119-85. Молекулярная масса спиртов 228, массо вая доля спиртов не менее 98% мас., содержание спиртов до С12 и выше С18 не более 5% мас. Кислотное число (мг КОН/г) — не более 0,1;

гидроксильное число (мг КОН/г), не менее 260 и не более 275. Сложноэфирная присадка ТюиИИ-77 представляет диацилпента эритритфталат — продукт конденсации синтетических жирных кислот фракции С 21 25, пентаэритрита и фталевого ангидрида. Полиамидная депрессорная присадка ДП-65 пред ставляет продукт конденсации синтетических жирных кислот фракции С 21 25 с полиэти ленполиаминами при мольном соотношении исходных реагентов 3,0:1,0 соответственно [2].

Термоэлектрические свойства ВЖС изучались методом температурно электрометрической спектроскопии (ТЭС) [1], что позволяет оценить электрические эффек ты, сопровождающие процессы кристаллизации жирных спиртов. ТЭС заключалась в изме рении межэлектродной разности потенциалов U в коаксиальной системе электродов в за висимости от температуры T. Электрометрическая межэлектродная разность потенциалов регистрировалась в интервале температур от 60 до 0°С. По зависимостям U f (T ) оце нивались контактные потенциалы в ВЖС 60 при температуре 60°С, потенциалы 1 при температуре начала кристаллизации t 1 и потенциалы 2 конца кристаллизации спиртов при температуре t 2. Основным рабочим элементом служила ячейка, состоящая из системы коаксиальных электродов. Емкость пустой ячейки составляла 62,0 0,3пкФ. Методика ТЭС описана в работе [1]. Для измерения разности потенциалов использовали высокоточный мультиметр АВМ-4306. Диапазон измерения постоянного напряжения от 1мкВ до 1000В.

Погрешность измерения 0,012 от измеряемой величины. Центральный электрод измери тельной ячейки всегда подключался к положительной клемме мультиметра. Измерения электрических параметров проводили через 0,5°С, точность измерения температуры ±0,1°С.

Изучено влияние депрессорных присадок на термоэлектрические свойства ВЖС в об ласти содержания присадок от 0,05 до 2,5%мас. В качестве примера для ВЖС в присутствии присадки ТюмИИ-77 представлены температурные U f (T ) (рис. 1) и концентрацион ные U f (CT 77 ) (рис. 2) зависимости.

Рис. 1. Зависимость U=f(T) для фракции ВЖС в присутствии присадки ТюмИИ-77.

Содержание присадки, %мас.: 1–отс.;

2–0,05;

3–0,1;

4–0,25;

5–0,5;

6–0,75;

7–1,0;

8–2, Нефть и газ Рис. 2. Зависимость U=f(CТюмИИ-77):

1—потенциал начала 1 и 2 — потенциал конца 2 кристаллизации ВЖС;

3 — потенциал кристаллизации 2 В табл. 1 для ВЖС представлены температуры t1, t 2 и электрометрические потенциалы. Обе присадки ТюмИИ-77 и ДП-65 (см. табл.1, рис. 1) мало влияют на темпера 60, 1, туры фазовых переходов как при температурах кристаллизации t1, t 2, так и при твердофаз ном переходе гексагональной сингонии в более плотноупакованную. Температуры твердо фазных переходов находятся в пределах 13–20°С и в таблице 1 не приводятся. В то же вре мя термоэлектрические свойства в присутствии депрессорных присадок (ДП) показывают, что ДП оказывают существенное влияние на термоэлектрические эффекты в ВЖС. Присад ки значительно повышают контактный потенциал 60, потенциалы начала и конца кри сталлизации 1, 2.

Особенностью депрессорных присадок как легирующих добавок является существова ние оптимума в их действии (см. рис. 2). Максимальные электростатические эффекты при температуре начала и конца кристаллизации достигаются при концентрации присадок 0,25%мас. Эта же концентрация является оптимальной и для достижения максимального потенциала кристаллизации.

Таблица Влияние депрессорных присадок на показатели электрических свойств ВЖС С10 Температура,°С Потенциал, мВ присадки, % мас.

кристаллизации кристаллизации t кристаллизации t Содержание Присадка начала конца контактный*) конца начала без учета контактного 60 1 2 Отс. Отс. 43,0 40,5 -12,5 -8,2 -29,1 20, Т-77 0,25 43,5 42,0 -97,3 -87,3 70, 157, Т-77 1,0 43,0 ~40,0 -48,2 -31,7 -64,8 33, ДП- 0,25 43,5 42,0 152,4 -125,0 64, 65 189, ДП- 1,0 42,5 41,5 162,5 -123,6 32, 65 156, *) Контактный потенциал принят при температуре 60°С Нефть и газ В табл. 2 сопоставлены данные по потенциалу кристаллизации ВЖС, по электро 2, статическим потенциалам и соответственно при температуре конца кристал 60 t2, лизации ВЖС температуре 60°С (контактный потенциал) и температуре, близкой к комнатной (20°С). Показано, что контактный потенциал в присутствии 0,25% мас.

присадки ТюмИИ-77 возрастает с 12,5 до 97,3 мВ, а в присутствии 0,25%мас. присадки ДП 65 с 12,5 до 152,4 мВ. В итоге контактный потенциал в присутствии присадок возрастает в 7,8–12,2 раза. В меньшей степени присадки повышают потенциал кристаллизации.

В присутствии 0,25% мас. присадки ТюмИИ-77 возрастает с 20,9 до 70,2 мВ, в присут ствии 0,25% мас. присадки ДП-65 возрастает с 20,9 до 64,5 мВ. Потенциал кристалли зации, таким образом, возрастает приблизительно в три раза. Отмечается заметный рост электростатического потенциала при комнатной температуре 20°С – в 2,2–3,8 раза (см. табл. 2).

Электростатические потенциалы 2, в системах ВЖС+ДП при содержании присадок 0,25% мас. и температуре конца кристаллизации составляют 157,5–189,5 мВ. Рост потен циалов 2 относительно ВЖС, не содержащих присадок, несколько меньше, чем для кон тактных потенциалов и составляет 5,4–6,5 раза. Однако при этом по абсолютной вели чине электростатические потенциалы 2 достигают максимальных значений в системах ВЖС+ДП.

Таблица Сравнительные показатели электрических свойств ВЖС Показатели электрических свойств ВЖС Характеристики электрических при содержании ДП 0,25% масс.

свойств ВЖС ДП отс. ТюмИИ-77 ДП- 1, 2 20,9 70,2 64, мВ Потенциал кристаллизации, мВ / – 3,4 3, ДП 2, мВ -29,1 -157,5 -189, Электростатический потенциал (ЭП) t2, мВ 2 при температуре t2 t / – 5,4 6, ДП -12,5 -97,3 152, Контактный потенциал 60 при 60 / температуре 60 С, мВ – 7,8 12, ДП 20, мВ -22,2 -49,1 -84, ЭП 20 при температуре 20°С, мВ 20 / – 2,2 3, ДП 0и ДП — потенциал кристаллизации ВЖС соответственно в отсутствии и присутствии приса t t док;

0и ДП — ЭП в ВЖС соответственно в отсутствии и присутствии присадок при соответствую щей температуре Объяснения электростатических эффектов при различных температурах и характери стика температурных областей кристаллизации даются в работе [1].

При температурах в пределах от температур начала кристаллизации спиртов и до тем ператур, где электростатические эффекты исчезают, ВЖС находятся в гексагональной (вращательной) сингонии.

Использование депрессорных присадок для повышения электростатических эффектов в ВЖС является целесообразным. Задачей дальнейших исследований должен быть поиск Нефть и газ более эффективных легирующих добавок, которые бы позволяли достигать больших значе ний электростатических потенциалов и в более широкой области температур, в том числе, близких к минусовым. Композиции присадок и ВЖС [4] могут быть использованы для ин тенсификации процессов депарафинизации нефтепродуктов.

Список литературы 1. Агаев С. Г., Столбов А. А. Термоэлектрические эффекты в высших жирных спиртах // Известия вузов. Нефть и газ. - 2011. - №2. – С. 70 – 79.

2. С. Г. Агаев, А. Н. Халин. О механизме действия депрессорных присадок // ХиТТМ – 1997. - №6. – С.29-31.

3. В. М. Егоров, В. А. Марихин, Л. П. Мясникова. Фазовые переходы в молекулярных кристаллах н алканоспиртов //Физика твердого тела. – 2008. – том. 50. – Вып. 1. - С. 123-129.

4. Патент РФ № 2458970, 2012. [Полная ссылка: С. Г. Агаев, Н. С. Яковлев, Е. Ю. Зима. Способ депарафинизации нефтепродуктов. Патент 2458970//РФ. - Заявл. (№ заявки 2011126199/04) 24.06.2011г. Опубл. 20.08.2012, Бюл.№23)].

Сведения об авторах Агаев Славик Гамид оглы, д.т.н., кафедра «Переработка нефти и газа», Тюменский государственный нефтега зовый университет, г. Тюмень Столбов Александр Александрович, ассистент кафедры «Переработки нефти и газа», Тюменский государст венный нефтегазовый университет, г.Тюмень,тел.:8(3452) Яковлев Николай Семенович, ассистент, кафедра «Переработка нефти и газа», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел.: 8(3452)256925, е-mail: yns007@rambler.ru Agayev S. G., PhD, chair of «Oil and gas», Tyumen State Oil and gas University Stolbov A. A., department «Oil and gas processing» of Tyumen State Oil and Gas University Yakovlev N. S., assistant, department of «Oil and gas», Tyumen State Oil and gas University, Tyumen, phone:

8(3452)256925, e-mail: yns007@rambler.ru _ УДК 665. ОБОСНОВАНИЕ И ПРЕДЛОЖЕНИЕ ПО ПЕРЕВОДУ БЛОКОВ РЕГЕНЕРАЦИИ ГЛИКОЛЯ НА АЗЕОТРОПНУЮ ПЕРЕГОНКУ SUBSTANTIATION AND PROPOSAL ON A CONVERSION OF GLYCOL REGENERATION UNITS TO AZEOTROPIC DISTILLATION М. С. Рогалев M. S. Rogalev Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень Ключевые слова: абсорбция, осушка газа гликолями, азеотропная перегонка, азеотропные смеси Key words: absorption, glycol dehydration, azeotrope distillation, azeotrope mixture В газовой промышленности при подготовке природного газа к трубопроводному транс порту наибольшее распространение имеет абсорбционный способ его осушки абсорбентом (гликолем). Технологическими параметрами, влияющими в данном процессе на качество осушки природного газа, являются: температура контакта газ–гликоль;

давление процесса осушки;

удельный расход абсорбента;

концентрация гликоля в абсорбере [1]. Температура контакта газ–гликоль в абсорбере определяет гигроскопические свойства осушителя и ве личину его потерь от испарения. Вследствие этого экспериментально определен оптималь ный диапазон изменения температуры контакта газ–гликоль (10–400С) для сохранения при емлемых эксплуатационных свойств абсорбента [2]. Давление процесса абсорбционной осушки зависит от значения пластового давления. По мере эксплуатации залежи входное давление на установку абсорбционной осушки постепенно снижается до момента ввода в работу головной дожимной станции. Следовательно, эти два технологических параметра не могут существенно изменяться. Влияние удельного расхода абсорбента и концентрации гликоля в нем на качество осушки природного газа детально разобрано в [3], откуда следу ет, что при определенном количестве влаги в поступающем природном газе на установку, зависимость увеличения депрессии точки росы от удельного расхода абсорбента является. Влияние удельного расхода осушителя на глубину осушки газа уменьшается при достижении некоторого его значения. При концентрации гликоля в абсорбенте 96% мас.

оптимально достигаемая депрессия точки росы по воде осушенного газа до 300С. Повыше нием удельного расхода абсорбента можно дополнительно получить увеличение депрессии точки росы по воде до 50С. Доведя концентрацию гликоля в абсорбенте до 98% мас., опти мально достигаемая депрессия точки росы по воде осушенного газа составляет 30–350С.

При повышении удельного расхода абсорбента достигается дополнительное увеличение Нефть и газ депрессии точки росы по воде до 7–80С. Имея концентрацию гликоля в абсорбенте на уров не 99,5% мас., оптимально достигаемая депрессия точки росы по воде осушенного газа — 35–400С. С повышением удельного расхода абсорбента достигается дополнительная депрес сия точки росы по воде до 12–150С. С увеличением содержания воды в абсорбенте влияние удельного расхода гликоля на процесс осушки уменьшается. В научно-технической литера туре [1, 3] приведены монограммы, показывающие постоянное повышение влагосодержа ния добываемого природного газа по мере падения пластового давления. Это вынуждает повышать концентрацию гликоля в абсорбенте для получения требуемой точки росы осу шенного газа перед подачей в магистральный газопровод. Также в научно-технической ли тературе [4] представлены монограммы зависимости получаемой точки росы по воде осу шенного газа от концентрации гликоля в регенерированном абсорбенте при различных зна чениях температуры контакта газ-гликоль и давления в абсорбере. Они показывают, что оптимальной концентрацией гликоля в регенерированном абсорбенте для обеспечения эф фективной осушки газа на всех стадиях эксплуатации месторождения является значение не ниже 99,5% мас. В большинстве случаев десорбция воды из насыщенного гликоля осущест вляется атмосферной перегонкой при температурах 1600С для диэтиленгликоля (ДЭГ) и 1900С для триэтиленгликоля (ТЭГ). При данном способе регенерации абсорбента оптималь но достигаемая концентрация в нем гликоля составляет 97% мас. [4]. Это достаточно на ранних стадиях эксплуатации месторождений при высоком пластовом давлении и низком влагосодержании добываемого природного газа. Недостатком атмосферной перегонки гли колей является повышенная температура десорбции воды, приводящая к его частичному осмолению [4]. Концентрация гликоля в абсорбенте увеличивается с повышением темпера туры его регенерации [2]. При температуре выше 164 0С ДЭГ частично разлагается, а при температуре 206,70С происходит разложение ТЭГ. При регенерации гликолей под атмо сферным давлением получить раствор с концентрацией более 97–98% мас. невозможно, так как температура низа десорбера должна быть выше указанных ранее значений. [3]. Требует ся повышение концентрации гликоля в абсорбенте при снижении пластового давления на входе установки абсорбционной осушки. На практике в большинстве случаев это обеспечи вается переводом блоков регенерации гликолей на вакуумную перегонку. Согласно [1, 4], оптимально достигаемая концентрация гликоля в абсорбенте при вакуумном способе реге нерации составляет 98,5% мас. Приведены данные по эффективности регенерации гликоля (на примере ТЭГ) на нескольких установках абсорбционной осушки природного газа ОАО «Газпром» при атмосферной и вакуумной перегонках (табл.1).

Таблица Параметры работы блоков регенерации гликоля (на примере ТЭГ) установок абсорбционной осушки природного газа ОАО «Газпром»

Концентрация гликоля О Способ регенерации Давление, МПа Температура, С в регенерированном абсорбенте, % мас.

Установка № Атмосферный 0,1 193 98, Вакуумный -0,02 195 99, Установка № Атмосферный 0,1 196 98, Вакуумный -0,03 198 99, Установка № Атмосферный 0,1 197 98, Вакуумный -0,03 197 99, Результаты (см. табл.1) подтверждают имеющиеся данные в научно-технической лите ратуре. Температура десорбции воды близка к температуре термодеструкции ТЭГ. Концен трация гликоля в регенерируемом абсорбенте не достигает 99,5% мас.

Таким образом, актуальными производственными задачами являются: доведение концентрации гликоля в регенерированном абсорбенте до значения не менее 99,5% мас.

и снижение температуры процесса десорбции воды.

Поставленная задача может решаться путем перевода блоков регенерации гликолей на азеотропную перегонку. Данный способ регенерации обеспечивает достижение концентра ции гликолей в регенерированном абсорбенте на уровне не менее 99,5% мас. и снижение Нефть и газ температуры десорбции воды [3, 4]. Величина снижения температуры процесса десорбции воды определяется свойствами применяемого в качестве азеотропобразующего агента ве щества. В настоящее время наиболее известен способ азеотропной регенерации абсорбента с применением в качестве азеотропобразующего агента изооктана (процесс Дризо) [5], то луола (процесс Колдфингер) [6].

Предложен также способ применения в качестве азеотропобразующего агента петро лейного эфира (фракция 70–1000С) [7]. При использовании каждого из перечисленных ве ществ в качестве азеотропобразующего агента происходит снижение температуры десорб ции воды (при изооктане до 78–800С, при толуоле до 840С, при петролейном эфире (70 – 1000С) до 74–920С). К недостаткам в использовании веществ в качестве азеотропобразую щих агентов при азеотропной отгонке воды из гликоля относится то, что применяемые ве щества являются ценными компонентами моторных топлив (изооктан), растворимых в гли коле (толуол), имеющих переменный состав (петролейный эфир 70–1000С). Поэтому для широкого промышленного внедрения азеотропной перегонки при регенерации абсорбента требуется решение вопроса, связанного с подбором азеотропобразующего агента. При этом должны приниматься во внимание следующие его характеристики: температура кипения;

температура кипения азеотропной смеси углеводород–вода;

растворимость в гликоле;

цен ность в производстве моторных топлив. Согласно справочным данным [8], азеотропные смеси с водой образуют углеводороды алканового, циклоалканового и ароматического ря дов, находящихся в жидком состоянии при заданных термобарических условиях. По мере сокращения числа атомов углерода в углеводороде снижается температура кипения азео тропной смеси углеводород–вода. Температуру кипения азеотропной смеси можно выде лить как наиболее значимый показатель при выборе азеотропобразующего агента в процес се десорбции воды из гликоля. Температура кипения углеводорода должна учитываться при выборе азеотропобразующего агента для сокращения его потерь при разделении в реф люксной емкости после конденсации компонентов азеотропной смеси углеводород–вода.

Согласно существующей теории перегонки [9] для обеспечения минимальных потерь низкокипящего компонента, температура кипения дистиллята при давлении в системе должна быть не ниже 400С. Это обеспечит его конденсацию в конденсаторах холодильниках дешевыми хладоагентами (воздух, вода) и минимальную потерю в реф люксной емкости. При растворении в гликоле азеотропобразующего агента происходит повышение его эксплуатационных потерь. Также это может отразиться на степени извлече ния воды из насыщенного абсорбента, вследствие неполного ее перехода в азеотропную смесь. В связи с имеющимся дефицитом качественных моторных топлив [10] нецелесооб разно использование в качестве азеотропобразующих агентов веществ, являющихся его компонентами или сырьем процессов вторичной переработки нефти.

Принимая во внимание вышеперечисленное, можно сделать ряд заключений. Азеотро побразующий агент должен обеспечивать минимальную температуру кипения азеотропной смеси с водой. Температура кипения азеотропобразующего агента должна быть не ниже 400С для сокращения его потерь при отделении от воды в рефлюксной емкости десорбера.

Поэтому при выборе азеотропобразующего агента для процесса азеотропной отгонки воды из насыщенного гликоля следует рассматривать углеводороды с числом атомов углерода не менее шести. В качестве азеотропобразующего агента вследствие растворимости в воде нецелесообразно использование ароматических углеводородов. Углеводороды алканового ряда с числом атомов углерода С6–С9 являются либо ценными конпонентами моторных топлив, либо сырьем процессов их получения. Таким образом, имеет смысл рассмотрение использования в качестве азеотропобразующего агента углеводородов циклоалканового ряда. Рассмотрим возможность применения циклогексана. Его температура кипения 810С, нерастворим в воде, не является ценным компонентом моторных топлив, температура ки пения азеотропной смеси углеводород–вода 68,90С. Циклогексан может производиться гид рированием бензола. Приведены (табл. 2) данные по образующимся азеотропным смесям воды с рядом углеводородов на основе [7, 8]. Представлены экспериментальные данные по отгонке воды из раствора с гликолями (5% мас. воды и 95% мас. гликоля) в присутствии азеотропобразующего агента с водой на аппарате Дина–Старка (табл. 3). Определение со держания воды в остатке после перегонки осуществлялось хроматографическим методом.

Нефть и газ Таблица Сведения по образующимся азеотропным смесям воды с рядом углеводородов Температура Температура кипения Растворимость кипения Азеотропобразующий агент азеотропной смеси углеводорода в углеводорода, углеводород–вода, ОС гликоле О С Циклогексан 81 68,9 Нерастворим Изооктан 99 78,8 Нерастворим Толуол 111 84,1 Растворим Петролейный эфир (фракция 70– 70–100 74,0–92,0 Нерастворим 100ОС) Таблица Экспериментальные данные по отгонке воды из раствора с гликолями (5% мас. воды и 95% мас. гликоля) в присутствии азеотропобразующего агента с водой на аппарате Дина–Старка Азеотропная смесь Азеотропная смесь углеводород–вода Температу углеводород–вода в присутст в присутствии ра кипения вии триэтиленгликоля диэтиленгликоля азеотроп Азеотропобразующ ной смеси Остаточное Остаточное ий агент Температу Температу углеводо- содержание содержание ра кипения ра кипения род–вода, воды в регене- воды в регене азеотропа, азеотропа, О С рированном рированном О О С С ДЭГе, % мас. ТЭГе, % мас.

Циклогексан 69,0 69,0 0,076 69,0 0, Изооктан 79,0 80,0 0,071 79,0 0, Толуол 84,0 85,0 0,092 84,0 0, Петролейный эфир (фракция 70– 73,0–92,0 74,0–92,0 0,079 73,0–92,0 0, 100ОС) Сопоставление данных (см. табл. 2 и 3) показывает, что при отгонке воды из насыщен ного водой абсорбента с применением азеотропобразующих агентов гликоли не препятст вуют образованию азеотропной смеси углеводород–вода. Экспериментальные значения температуры кипения азеотропной смеси углеводород–вода сопоставимы с литературными данными. Содержание гликолей в регенерированном абсорбенте не ниже 99,5% мас. Оста точное содержание воды во всех из приведенных случаев сопоставимо.

В табл. 4 и 5 приведены экспериментальные данные по отгонке воды из раствора с гли колями без и с применением в качестве азеотропобразующего агента циклогексана на лабо раторной отгонной установке (рисунок). Состав насыщенного водой гликоля: вода 20% мас., гликоль 80% мас. Содержание воды в регенерированном гликоле определялось хроматографическим методом.

Таблица Экспериментальные данные по отгонке воды из раствора с гликолями без применения азеотропобразующий агентов Наименование показателя Значение показателя Температура перегонки, ОС 120 140 160 Состав регенерированного ДЭГа, % мас.

ДЭГ 93,929 95,033 97,621 – Н2О 6,071 4,967 2,379 – Итого 100,000 100,000 100,000 – Состав регенерированного ТЭГа, % мас.

ТЭГ 93,859 95,211 97,646 98, Н2О 6,141 4,789 2,354 1, Итого 100,000 100,000 100,000 100, Нефть и газ Таблица Экспериментальные данные по отгонке воды из раствора с гликолями с применением в качестве азеотропобразующего агента циклогексана Наименование показателя Значение показателя Температура перегонки, 0С 70 80 100 120 140 Для азеотропной смеси вода-циклогексан в присутствие ДЭГ Состав регенерированного ДЭГ, % мас.

ДЭГ 99,886 99,903 99,923 99,939 99,943 99, Н2О 0,114 0,097 0,077 0,061 0,057 0, Итого 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100, Для азеотропной смеси вода-циклогексан в присутствие ТЭГ Состав регенерированного ТЭГ, % мас.

ТЭГ 99,882 99,909 99,924 99,940 99,946 99, Н2О 0,118 0,091 0,076 0,060 0,054 0, Итого 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100, Подтверждаются имеющиеся в научно-технической литературе данные о том, что при атмосферной перегонке насыщенных водой гликолей получаемая их концентрация в реге нерированном растворе находится на уровне 97–98% мас. (см. табл. 4). Температура де сорбции воды не может быть снижена. При азеотропной перегонке насыщенных водой гли колей с применением в качестве азеотропного агента циклогексана достигается концентра ция ДЭГ или ТЭГ в регенерированном растворе не ниже 99,5% мас. (см. табл. 5). Темпера тура десорбции воды может быть снижена со 1600С для ДЭГ и с 1900С для ТЭГ до 70–800С.


Рисунок. Принципиальная технологическая схема лабораторной установки по отгонке воды из гликоля: Д–1 – десорбер;

Е–1 – рефлюксная емкость десорбера;

Е–2 – емкость сбора азеотропобразующего агента (циклогексана);

Н–1,2,3 – насосы для перекачки воды, циклогексана и регенерированного гликоля;

Т–1 – теплообменник нагрева насыщенного водой гликоля с азеотропобразующим агентом;

Т–2 – теплообменник охлаждения регенерированного гликоля;

ХК–1 – холодильник-конденсатор паров уходящих верхом десорбера Таким образом, наиболее значимым технологическим показателем, влияющим на де прессию точки росы осушенного газа при абсорбционной осушке, является концентрация гликоля в абсорбенте. По мере увеличения срока эксплуатации месторождения для качест венной подготовки природного газа методом абсорбционной осушки необходимо постоян ное повышение концентрации гликоля в регенерированном абсорбенте. Перевод блоков регенерации с атмосферной на азеотропную перегонку приведет к доведению концентрации гликоля в регенерированном абсорбенте до значения не менее 99,5% мас. и снижению тем пературы десорбции воды. Доведение концентрации гликоля в регенерированном абсорбен те до значения не менее 99,5% мас. обеспечит получение требуемого качества осушки газа на всех стадиях эксплуатации месторождения. Снижение температуры процесса регенера Нефть и газ ции абсорбента зависит от применяемого азеотропобразующего агента. Это обеспечит со кращение осмоления гликоля в процессе эксплуатации. В качестве азеотропобразующего агента предлагается использование циклогексана. Он обеспечивает большее снижение тем пературы регенерации гликоля относительно применяемых и рекомендуемых азеотропобра зующих агентов. При этом тепловые затраты на регенерацию гликоля по предварительным расчетам снижаются в четыре раза для ДЭГ и в четыре с половиной для ТЭГ.

Список литературы 1. Бекиров Т. М., Ланчаков Г. А.. Технология обработки газа и конденсата. – М.: ООО «Недра–Бизнесцентр», 1999.–596с.

2. Коуль А. Л., Ризенфельд Ф. С.. Очистка газа. – М.: Недра, 1986.–535 с.

3. Берлин М. А., Гореченков В. Г., Волков Н. П.. Переработка нефтяных и природных газов.– М.: Химия, 1981.– 472с.

4. Жданова Н. В., Халиф А. Л. Осушка углеводородных газов. – М.: Химия, 1984.–189с.

5. Патент US 4005997, Int. Cl. B01D 5326, опубл. 01.02.1977.

6. Патент US 5501776, Int. Cl. B01D 3/34, опубл. 26.03.1996.

7. Патент RU 2409407, МПК B01D3/36, опубл. 20.01.2011.

8. Огородников С. К., Лестева Т. М., Коган В. Б.. Азеотропные смеси. – Л.: Химия, 1971.–848 с.

9. Александров И. А.. Перегонка и ректификация в нефтепереработке. – М: Химия, 1981.–352 с.

10. Магарил Е. Р., Магарил Р. З. Моторные топлива. – М.: КДУ, 2008.–160 с.

Сведения об авторах Рогалев Максим Сергеевич., к.т.н., доцент кафедры «Переработка нефти и газа», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)256942, e-mail: rogalev_max@mail.ru.

Rogalev M. S., Candidate of Technical Sciences, assistant professor of department «Oil and gas processing», Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)256942, e-mail: rogalev_max@mail.ru.

УДК 665. ОПЫТ РАБОТЫ УСТАНОВКИ КАТАЛИТИЧЕСКОГО РИФОРМИНГА СУРГУТСКОГО ЗАВОДА СТАБИЛИЗАЦИИ КОНДЕНСАТА EXPERIENCE OF OPERATION OF CATALYTIC REFORMING UNIT AT THE SURGUT PLANT FOR CONDENSATE STABILIZATION М. В. Финошенкова, Р. З. Магарил M. V. Finoshenkova, R. Z. Magaril Тюменский государственный нефтегазовый университет,г.Тюмень Ключевые слова: каталитический риформинг, высокооктановый бензин, ароматические углеводороды, катализатор Key words: catalytic reforming, high-octane gasoline, aromatic hydrocarbons, catalyst На Сургутском ЗСК им. Черномырдина высокооктановый компонент бензина с октано вым числом 92–95 пунктов по исследовательскому методу получают путем каталитического риформирования бензиновой фракции 110–180°С. Сырьем секции-100 установки каталити ческого риформинга комплекса облагораживания моторных топлив (УКР КОМТ) является гидроочищенный стабильный гидрогенизат. Процесс гидроочистки предназначен для уда ления серосодержащих и следов металлических соединений, присутствующих в прямогон ном бензине. В состав секции-100 входит реакторный блок-система из пяти последователь но расположенных реакторов (от Р-1 до Р-5) одинакового объема с одинаковой загрузкой катализатора в каждом реакторе. Установка УКР КОМТ запроектирована и эксплуатирова лась с использованием алюмоплатиноэрионитного катализатора СГ-3П, загруженного в 2002 году. Катализатор СГ-3П (платиновый) разработан во «ВНИИНефтехим» для процесса селектоформинга и применялся изначально в форконтакторах — дополнительных головных реакторах установок риформинга, предназначенных для предварительного дегидрирования циклогексановых углеводородов. Катализатор оказался устойчив к действию каталитиче ских ядов и обладал меньшей чувствительностью к изменениям водно-хлоридного баланса.

Он позволил улучшить показатели процесса секции-100 и увеличить объёмную скорость подачи сырья до 4 ч-1.

Высокой эффективности эрионитсодержащего катализатора СГ-3П поспособствовали низкое содержание серы и высокое содержание нафтенов в сырье, а также нетрадиционная конструкция реакторного блока — 5 одинаковых реакторов относительно малого объёма.

Катализатор СГ-3П обладал большей активностью в реакциях дегидрирования нафтенов, что объяснялось наличием в структуре катализатора специальной марки цеолита.

Нефть и газ В 2007 году катализатор СГ-3П заменили на новую разработку НПФ «ОЛКАТ» — ката лизатор СГ-3П-М, который содержал 4–8% хорошо окристаллизованного эрионита компа нии CWK-BK (Германия). Структурная селективность эрионита в превращениях углеводо родов, в отличие от других цеолитов, обусловлена диаметром пор, ведущих во внутрикри сталлические полости, в которых протекают целевые реакции риформинга. Новый катали заторпозволил увеличить расход стабильного гидрогенизата, повысить объемную скорость подачи сырья, снизить температуру на входе в реакторы, а также увеличить выход до 92% и октановое число стабильного катализата до 94 пунктов (ОЧИМ). Кроме того, данный ката лизатор эксплуатировался при достаточно высоком давлении в реакторах — 2,6–2,9 МПа и низких температурах реакции 460–500°С. Характеристика катализаторов риформинга УКР КОМТ секции-100 приведена в таблице 1.

Таблица Характеристика катализаторов риформинга УКР КОМТ секции- Тип катализатора Наименование показателя СГ-3П-М СГ-3П Марка А Марка Б Массовая доля компонентов катализатора в пересчете на прокаленный при 850С продукт, % Платина 0,5 0,5 0, Хлор, не более 0,5 0,7 0, Кремний (на SiO2) – 3,1 6, Железо, не более – 0,01 0, Натрий (в пересчете на оксид натрия), не более 0,02 – – Оксид калия, не более 0,5 – – Насыпная плотность катализатора, г/см3, не менее 0,67 0, Диаметр экструдатов, мм 2,7 2,0 2. Средний коэффициент прочности, кг/мм, не менее 1,3 1,1 1, Массовая доля частиц с размеромменее 1мм, %, не более 0, Массовая доля потерь при прокаливании, %, не более 8,73 6,38 6, Каталитические свойства Конверсия н-парафиновых, %, не менее 60 – – Массовая доля выхода ароматических, %, не менее 22 – – Селективность, %, не менее 80 – – Представляет интерес изменение в составе жидкой фазы из реакторов УКР КОМТ по ходу процесса каталитического риформинга. На стабильном режиме отобраны пробы после каждого реактора секции-100. Для анализа компонентного и группового состава жидкой фазы использовался хроматограф Adgilent с капиллярной колонкой длиной 100 м и пламен но-ионизационным детектором в режиме программирования температур. Обработка резуль татов велась с помощью количественного расчета методом нормализации площадей пиков.

Технологический режим, при котором велся процесс, представлен в табл. 2. Для установки каталитического риформингаКОМТ принято давление 2,0 МПа и объемная скорость подачи сырья 4ч-1.

Таблица Технологический режим работы реакторов секции-100 УКР КОМТ Технологические Р-1 Р-2 Р-3 Р-4 Р- параметры секции Температура, °С На входе в реактор 455,2 498,0 498,8 496,0 496, На выходе из реактора 402,4 466,5 489,6 493,0 497, Перепад температуры, °С 52,8 31,5 9,2 3 -1, Перепад давления, Па 0,4 0,45 0,68 0 0, Нефть и газ В табл. 3 представлен состав продуктов жидкой фазы после каждого реактора секции 100 УКР КОМТ. Ароматические углеводороды в наибольшем количестве образуются в двух первых реакторах (см. табл. 3). Уже после второго реактора содержание ароматики увели чивается на 70%. Наиболее полно протекает превращение толуола и м-ксилола в первом и во втором реакторах, их содержание после второго реактора возрастает на 68 и 65% соот ветственно. В четвертом и пятом реакторах скорость образования ароматических углеводо родов замедляется, протекают, в основном, реакции гидрокрекинга. В условиях каталитиче ского риформинга пятичленные нафтены подвергаются изомеризации и реакциям, приво дящим к раскрытию циклопентанового кольца.


Таблица Состав продуктов жидкой фазы реакторов секции-100 УКР КОМТ Содержание Содержание компонентов на входе в реакторы, Наименование компонентов % мас.

состава на выходе продуктов Р-1 Р-2 Р-3 Р-4 Р-5 из Р-5, % мас.

Ароматические углеводороды 17,12 31,92 44,45 50,60 55,05 57, В т.ч. бензол 0,02 0,32 0,70 0,94 1,17 1, Толуол 2,23 6,20 9,94 11,65 13,22 14, О-ксилол 1,33 2,46 3,63 4,13 4,55 4, П-ксилол 2,02 2,85 3,92 4,34 4,71 4, М-ксилол 4,39 6,83 9,34 10,38 11,23 11, Циклопентаны 13,03 7,78 7,03 6,55 5,98 3, Циклогексаны 27,40 14,78 7,76 6,98 6,08 5, Н-алканы 18,82 19,39 15,37 13,09 11,10 10, Изо-алканы 20,51 23,88 23,37 23,07 22,32 21, В первом реакторе превращается большая часть циклопентановых углеводородов (около 60% мас.). Дальнейшее снижение содержания циклопентанов происходит плавно по ходу процесса риформинга, и лишь в последнем реакторе наблюдается резкое снижение содер жанияциклопентанов из-за протекающих реакций гидрогенолиза. Скорость превращения циклогексанов в реакторах риформинга значительно выше. Циклогексаны в условиях ри форминга подвергаются дегидрогенизации до соответствующих аренов, изомеризации в циклопентаны, гидрогенолизу и гидрокрекингу. Превращение циклогексановых углеводо родов наиболее полно протекает в первом и втором реакторах, затем по ходу процесса их содержание изменяется незначительно.

Очевидно, что увеличение количества алканов в жидкой фазе после первого реактора связано именно с гидрогенолизомциклоалканов. Алканы, содержащиеся в сырье, подверга ются изомеризации, дегидроциклизации и гидрокрекингу в каждом из реакторов, но осо бенно характерны данные реакции для второго реактора. Изопарафиновые углеводороды расщепляются в меньшей степени и их содержание изменяется незначительно, это связано со специфическим строением кристаллической решетки эрионита, являющейся кислотной основой катализатора.

Таким образом, основное образование ароматических углеводородов идет в первых двух реакторах. В пятом реакторе увеличение количества ароматических и бензола, в ос новном, связано с газообразованием из-за реакций гидрокрекинга. Возникает проблема не целесообразности использования пятого реактора.

Для решения этой проблемы следует провести опытно-промышленный пробег с выклю чением из потока пятого реактора.

Сведения об авторах Магарил Ромен Зеликович, д.т.н., профессор, главный научный сотрудник, Тюменский государственный нефте газовый университет, г. Тюмень тел.: 8(3452)256942, e-mail: magaril67@mail.ru Финошенкова Мария Викторовна, аспирант, Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень тел.: 8(3452) Magaril R. Z., Doctor of Technical Science, professor, Chief Scientific Officer,Tyumen State Oil and Gas Universit, phone: 8(3452)256942, e-mail: magaril67@mail.ru Finoshenkova M. V., post graduate student, Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452) Нефть и газ Машины, оборудование и обустройство промыслов УДК 620.22-034.14. ВЛИЯНИЕ МАГНИТНОГО ПОЛЯ НА СКОРОСТЬ КОРРОЗИИ СТАЛИ MAGNETIC FIELD EFFECT ON STEEL CORROSION RATE В. Ф. Новиков, В.А. Рышков, А.В. Радченко V. F. Novikov, V. A. Ryshkov, A. V. Radchenko Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень Ключевые слова: стальные изделия, коррозия, остаточная намагниченность Key words: steel designs, corrosion, residual magnetization Ферромагнитный металл намагничивается при остывании в окружающем магнитном поле, при изготовлении труб на заводах, проведении погрузочно-разгрузочных работ с ис пользованием электромагнитных кранов, при диагностике трубопровода магнитными де фектоскопами. Намагничивание происходит при сварочных работах и др.

Изменению намагниченности способствуют деформации, которым подвергается мате риал в процессе строительства и эксплуатации металлоконструкций. По этой причине в условиях земного поля происходит увеличение сонаправленной намагниченности и умень шение намагниченности участков с вектором, ориентированным против поля (эффект маг нитоупругого намагничивания-размагничивания [1,2]). В результате величина остаточного магнитного поля на стыках труб может достигать 0,25 0,3 Тл. Это означает, что вдали от разреза (конца) трубы намагниченность металла может быть заметно больше. Магнитное поле мешает дуговой резке металла и негативно сказывается на качестве проводимых сва рочных работ вследствие электромагнитного выдувания дуги из зоны сварки [2]. Сам вы шеупомянутый характер и способ намагничивания элементов стальных конструкций пред полагает большую неоднородность намагниченности и, как следствие, существование зна чительных неоднородных магнитных полей рассеяния.

Влияние же магнитных полей на коррозию металла исследовано недостаточно, данные различных источников противоречивы. В частности, в работе [3] описано исследование коррозионной стойкости образцов, изготовленных из стали 17Г1С в различном состоянии в растворе H2SO4. Некоторые образцы устанавливались между одноименными полюсами магнитов, создающими неоднородное магнитное поле. Результаты испытаний показали, что воздействие внешнего магнитного поля повысило коррозионную стойкость в 2,12 раза, по сравнению с коррозионной стойкостью образцов, находящихся в коррозионной среде в ус ловиях только земного магнитного поля. Однако неясны причины помещения образцов между одноименными полюсами магнитов, также в работе не указана величина поля и рас пределение его градиента.

В работе [4] показано, что магнитное поле, наведенное даже небольшим постоянным магнитом, может, напротив, существенно увеличить скорость коррозии металлов.

Целью работы явилось определение величины магнитных полей, сопровождающих метал локонструкцию, в частности, трубопровод, изучение влияния неоднородного магнитного поля на скорость коррозии стали и коррозионную стойкость стали в остаточно намагничен ном состоянии. Для этого на выбранном участке заглубленного в грунт магистрального газопровода (Уренгой-Челябинск) диаметром 1420 мм, ориентированного по ходу газа на юго-запад, как правило, через 10 м на верхней образующей трубы через слой изоляции про водились измерения магнитного поля трёхкомпонентным магнитометром МЦ-3.003, снаб женным разработанным датчиком-щупом. Результаты измерений поля весной, летом, осе нью представлены на рис. 1 в виде распределения напряженности вертикальной состав ляющей поля Hz по длине трубопровода.

Видим, что нормальная (вертикальная) составляющая к трубе Hz изменяется в диапазоне (200 250) А/м с локальными выбросами до 400–580 А/м (см. рис.1). Измерения проводились через слой изоляции (3-6 мм), следовательно, поле на самой поверхности металла трубы заметно больше (порядка нескольких кА/м).

Нефть и газ Hz -400 0 100 200 300 L,м Рис. 1. Распределение вертикальной составляющей напряженности магнитного Hz поля вдоль оси газопровода диаметром 1420 мм по его длине по результатам измерений: – 16,03, асток трубы ориентирован по ходу газа на юго-запад Наблюдаемые поля вызваны неоднородностью намагничивания материала, обусловлен ной отличающимися магнитными свойствами металла труб, механическими напряжениями, изгибом трубопровода и др. На границах неоднородностей силовые линии магнитного поля выходят из металла (входят в металл), то есть создают на поверхности металла неоднород ные магнитные поля. Это означает, что сам металл трубопровода и окружающий его элек тролит находятся в значительных магнитных полях.

Для детального изучения влияния магнитного поля на скорость коррозии в лаборатор ных условиях провели три эксперимента.

Эксперимент 1.

С целью ускорения эксперимента по изучению влияния магнитного поля на скорость коррозии использовали тонкую (50 мкм) низкоуглеродистую стальную ленту (0,05 5 1000) мм. На две специально изготовленные неметаллические катушки были намо таны ленты в виде меандра, чтобы они имели достаточную длину, занимали малый объем, а участки ленты не контактировали. Катушки с лентами поместили в отдельные неметалличе ские емкости с агрессивной средой (4%-ный водный раствор морской соли). Одна из лент помещалась в неоднородное магнитное поле двух постоянных магнитов, расположенных сверху и снизу емкости. Величину магнитного поля определяли миллитесламетром ТП2-2У.

На рис. 2 графически представлено распределение магнитного поля в различных участках катушки с лентой.

B, мТл Низ катушки Середина Верх 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 № точки Рис. 2. Угловое распределение магнитного поля вверху, в середине и внизу катушки с лентой Максимальная величина поля не превышала 25 мТл, а минимальная была не меньше 2 мТл (см. рис. 2). Градиент поля изменялся в диапазоне 0,16-0,46 Тл/м.

Коррозионную убыль толщины ленты определяли по изменению ее электросопротивле ния с помощью прецизионного омметра Щ306-1. Влияние температуры на электросопро Нефть и газ тивление ленты устранялось расчетным путем [5]. В данном источнике предполагается рав номерный уход металла с поверхности ленты и для этой модели коррозии предложено уравнение (t n t1 ) d R R, (1) R1 R R1 (1 t1 ) где — уменьшение толщины ленты;

d — ее начальная толщина;

R =Rn-R1 (изменение электросопротивления);

— температурный коэффициент электросопротивления (для вы бранной стали =1 10-3);

t1 — начальная температура;

tn — температура в момент измере ния.

При осмотре лент после испытаний на них не было обнаружено язв, что соответствует расчетной модели и подтверждает достоверность измерения коррозионной убыли металла по измерению электросопротивления.

На рис. 3 представлен график изменения толщины лент, с поправкой на температуру.

Рис. 3. Изменение толщины лент при коррозии при комнатной температуре с течением времени:

ромбом обозначены значения убыли толщины для ленты, находящейся в магнитном поле лаборатории, квадратом – для ленты, находящейся в неоднородном магнитном поле, созданном постоянными магнитами Лента, находящаяся в неоднородном магнитном поле, корродирует с большей скоро стью, ее толщина уменьшается быстрее (см. рис. 3): за 75 дней толщина ленты в магнитном поле стала меньше на 8 мкм, тогда как лента без дополнительного магнитного поля стала тоньше на 5 мкм.

Эксперимент 2.

Для оценки влияния коррозионной стойкости стали в остаточно намагниченном состоя нии взяты 4 контрольных образца (2 образца 75 8 1 мм и 2 образца 50 8 1 мм), изготов ленные из одной пластины закаленной высокоуглеродистой стали У10 (ножовочное полот но). Выбор стали У10 обусловлен ее сравнительно большой коэрцитивной силой ( 30 А/cм), что предполагает значительную величину остаточной намагниченности (550 кА/м). В отличие от предыдущего эксперимента, где исследовалось влияние магнитно го поля постоянных магнитов, образцы стали У10 сначала размагничивались, затем два из них намагничивались, то есть они находились в остаточно намагниченном состоянии. Гра фик распределения тангенциальной составляющей магнитного поля рассеяния H по длине образца имеет классический вид с величиной поля в максимуме 4 103 А/м у большого Нефть и газ образца и 7 103 А/м у малого образца. Далее, все 4 образца поместили в 50%-ный водный раствор соляной кислоты, чтобы их поля не влияли друг на друга, и определяли уход массы с единицы площади поверхности пластин ( m/Sпов). Полученные результаты представлены на рис. 4.

0, 0, 0, потеря массы к Sпов 0, 0, мал.ненамагн 0,0012 мал.НАмагн бол.ненамагн 0,0008 бол.НАмагн 0, 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 выдержка, дни Рис. 4. Изменение потери массы на единицу площади поверхности образцов, находящихся в различном состоянии, при коррозии в растворе кислоты с течением времени Образцы теряют массу с различной скоростью, причем скорость коррозии намагничен ных образцов выше, чем размагниченных: на 17% у коротких образцов и на 4% у длинных (см. рис. 4).

Также проводилась оценка коррозионного разрушения образца по его длине. Предпола галось, что величина коррозии будет больше на концах образца, где больше нормальная составляющая напряженности поля. Оказалось, что убыль толщины почти одинакова по всей длине. Причина, по-видимому, в том, что у образца в форме параллелепипеда, танген циальная (касательная) составляющая поля меньше у концов и больше в середине, а нор мальная составляющая равна нулю в середине образца и больше всего у концов образца.

Таким образом, поле присутствует во всех точках образца и вокруг него. Однако все же замечено, что намагниченный образец истончается до сквозных отверстий у концов образца больше. Проведенные эксперименты позволяют сказать, что намагниченный стальной обра зец средней магнитной жесткости, сам являющийся источником поля, влияет на скорость коррозии – намагниченный металл корродирует с большей скоростью, чем металл, находя щийся в размагниченном состоянии.

В 3-м эксперименте определялось влияние непосредственной близости к металлу по стоянного магнита на коррозионный процесс металла. Для чего к металлической пластине с одной стороны был присоединен ферритовый постоянный магнит, являющийся диэлектри ком. Для сравнения с другой стороны пластины был присоединен пластмассовый брусок, по форме и размерам схожий с магнитом.

В таком виде исследуемый образец поместили в 10%-ный водный раствор соляной ки слоты на несколько дней. На рис. 5 представлены поверхности исследуемого образца после нахождения в растворе кислоты.

Поверхность стальной пластины со стороны магнита подверглась сильному коррозион ному разрушению, локализованному по периметру вокруг магнита. Глубина разрушения оказалась более 1 мм. На другой стороне образца наблюдался равномерный уход металла по всей незащищенной пластмассой поверхности.

Нефть и газ Рис. 5. Характер повреждения поверхности стального образца:

сверху – со стороны магнита;

снизу – со стороны пластмассового бруска Анализ результатов и выводы.

При строительстве трубопроводов не учитывают исходную намагниченность труб и не предпринимают (если это не мешает сварке) никаких действий. В то же время возможно небольшими усилиями уменьшать величину магнитного поля и его вредное влияние на ско рость коррозии. Для этого достаточно определять магнитную полярность соединяемых труб, то есть находить, где северный, а где южный полюса и соединять трубы одинаковыми полюсами. В этом случае магнитные поля соединяемых труб будут направлены навстречу друг другу, и результирующее поле будет значительно меньше первоначального. Ослабле ние результирующего поля будет тем более полным, чем ближе по величине намагниченно сти будут соединяемые трубы.

Чтобы полнее учитывать влияние изучаемого фактора, необходимо знать его природу.

Однако механизмы влияния магнитного поля на скорость коррозии остаются до конца не выясненными. Коррозионная неустойчивость металлов определяется тем, что в жидкой или газообразной внешней среде металлическое состояние термодинамически неустойчиво, поэтому большинство металлов стремится перейти из металлического состояния в ионное.

Можно выделить основные факторы, влияющие на этот переход.

На атомы и частички металла действует пондеромоторная сила F=pm (dB/dZ), где pm — магнитный момент иона (частички), (dB/dZ) — градиент напряженности магнит ного поля.

Изменяются свойства электролита. Необходимо отметить, что вода с растворенными в ней элементами является жидкостью, структурируемой различными воздействиями, в част ности, магнитным полем. В результате электролит в присутствии магнитного поля меняет свои свойства. Коль скоро ферромагнитные конструкции усиливают магнитное поле Земли, то на них в большей степени будет действовать этот эффект. Верижская Е. В. установила [6], что коррозионное действие концентрированных растворов (до 700 г-экв/л) различных кислот на металлы можно регулировать предварительной магнитной обработкой этих рас творов. Причем величина эффекта зависит от концентрации кислоты и природы металла.

В работе Б. М. Крюкина показано [7], что магнитная обработка вызывает временное увеличение концентрации в воде кислорода и более активное его взаимодействие с поверх ностью сульфидных материалов.

Результат третьего эксперимента можно объяснить следующим механизмом. Магнитное поле на границе контакта магнита и образца имеет значительную по сравнению с осталь ными незакрытыми участками величину индукции, а также ее градиента. Металл в этой области обладает значительной магнитной энергией по сравнению с другими участками. В результате металл по периметру контакта в агрессивной среде термодинамически менее устойчив. Кроме того, возникает гальваническая пара между ним и соседними областями, процесс разрушения становится более интенсивным.

Можно также отметить механизм, приводящий к уменьшению скорости коррозии. Кор розионный процесс металлов в электролитах, как правило, является электрохимическим Нефть и газ вследствие того, что поверхность металла состоит из множества микропар (микрокатодов и микроанодов), представляет многоэлектродный гальванический элемент [8], и неизбежно сопровождается гальваническими токами между участками (на макро и микроуровне) с различными электрохимическими потенциалами. На ионы электролита в магнитном поле действует сила Лоренца, «закручивая» их траекторию, в итоге возрастает некоторое эффек тивное электросопротивление самого электролита. Тогда магнитное поле может ослаблять процесс коррозии. Однако в нашей работе, по-видимому, указанный механизм проигрывал другим вышеперечисленным, а в работе [3], возможно, было удачное сочетание условий для превалирования именно этого механизма.

Скорость коррозии стали, находящейся в неоднородном магнитном поле, увеличивает ся;

коррозионная стойкость стали в остаточно намагниченном состоянии снижается.

Приведенный вывод можно считать справедливым в условиях проведенных нами опы тов. Для однозначного ответа на вопрос о причинах отрицательного или положительного действия магнитного поля необходимо проведение системного исследования.

Список литературы 1. Вонсовский С. В., Шур Я. С. Ферромагнетизм. - М.: ГИТТЛ, 1948. - С. 816.

2. РД 153-39.4-130-2002. Регламент по вырезке и врезке "катушек" соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков магистральных нефтепроводов.

3. Худяков М. А., Алтынова Р. Р. Влияние постоянного магнитного поля на циклическую трещиностойкость и коррозионную стойкость стали 17Г1С. //Нефтегазовое дело, 2006,- том 4, - №1.

4. Зимина Т. Наука и жизнь. Новости науки и техники. http://www.nkj.ru/news/5875/ 5. Новиков В. Ф., Быков В. Ф., Муратов К. Р. Ускоренное определение величины скорости коррозии. Актуальные проблемы строительства и эксплуатации газовых скважин, промыслового обустройства месторождений и транспорта газа: Сборник научных трудов ООО «ТюменНИИгипрогаз»: Недра, 2002. - С. 120-123.

6. Классен В. И. Вода и магнит. - М.: Наука, 1973. - С.111.

7. Вопросы теории и практики магнитной обработки воды и водных систем. Сб. статей под ред. В. И Классена ЦИТИЭИ Министерство цветной металлургии СССР. - М., 1971.



Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.