ЭХЗ. Удк 6219 сравнительный анализ методов эхз в трубопроводном транспорте л. С. Булатова, Л. А. Шацкая
 Скачать 6.21 Mb.
|
|
ж m E E D V P 1 1 (2) где: V - скорость жидкости в трубопроводе до возникновения гидроудара. Из формул (1) и (2) следует, что скорость распространения ударной волны и ее величина зависят от сжимаемости жидкости и упругих деформаций материала трубопровода. В ходе данной работы была разработана методика моделирования гидравлического удара с применением программного комплекса Ansys Fluent и проведен расчет на прочность нефтепровода в Ansys Static Structural при гидроударе. На первом этапе работы моделирование гидродинамического удара было проведено для двухмерной модели трубопровода, при этом геометрическая модель задавалась только для объема жидкости, а стенки трубопровода считались абсолютно жесткими. Начало гидравлического удара задавалось зоной повышенного давления (зона белого цвета, рис.2) Рис 2. Область высокого давления. В результате было получено распространение ударной волны в конечный момент времени (рис.3). На рисунке четко определяются зоны повышенного и пониженного давления и характер их распространения. 516 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Рис.3 Распространение ударной волны Расчеты были проведены для различной геометрии трубопровода (спуск, подъем, расширение, сужение). Апробированная модель была перестроена для трехмерной модели с учетом конкретной жесткости трубопровода. Здесь в геометрической модели (рис.4) задавался объем жидкости, и объем трубопровода с жесткостью соответствующей стали. 517 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Рис.4 Геометрическая модель 3D. Распространение зон повышенного и пониженного давления представлены на рисунке 5. 518 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Рис.5 Распространение ударной волны в 3D модели. Для определения наиболее напряженных участков необходимо интегрировать результаты распределения давления по стенке трубопровода в зависимости от времени из Ansys Fluent в Ansys Transient Structural. Этого удается добиться с помощью приложения Ansys FSI Transient Mapping. Крайне важно было сохранить размерность шага по времени для правильности результатов. 519 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Рис.6 Распределение деформаций стенки трубы. По результатам исследований определены наиболее нагруженные участки в нефтепроводе, которые в дальнейшем можно усилить и тем самым снизить вероятность возникновения аварии. Так как гидравлический удар, представляет сложное гидравлическое явление со значительными последствиями, его моделирование в программном комплексе ANSYS позволяет без использования натурной модели нефтепровода исследовать ударно-волновые процессы для участков с различной геометрией с учетом спуска и подъема, тем самым значительно снизить стоимость исследований и повысить безопасность эксплуатацию нефтепроводных систем. Библиографический список: 1. Жуковский Н.Е. О гидравлическом ударе в трубах. Бюллетень Политехнического общества, 1899г. №5, стр.293. 2. Басов К.А. Ansys в примерах и задачах, «Компьютер», 2002 г. 3. Чигарев А.В., Кравчук А.С., Смалюк А.Ф. Ansys для инженеров, «Машиностроение», 2004 г. 4. Любимов А.К. Применение системы ANSYS к решению задач механики сплошной среды, «Издательство Нижегородского университета», 2006 г. 520 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ УДК 622.692.23 НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, РАСШИРЯЮЩЕЕ ФУНКЦИИ АСУ ТП, ПОВЫШАЮЩЕЕ НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ РП Л.Е.Землеруб, Ж.В.Лисова, И.Д.Илюшин СамГТУ, Самара, Россия, lisova.janna@yandex.ru На территории РФ эксплуатируется около 50000 резервуаров, примерно 40000 из них РВС. Для нормальной эксплуатации резервуарного парка (РП) разрабатывается и внедряется АСУ ТП РП, которая предусматривает механизацию и автоматизацию операций по приему и откачке нефтепродуктов, выполнению товарно-учетных операций и защите оборудования от аварий. В АСУ ТП РП производится непрерывный контроль уровня жидкости в резервуаре, автоматическая защита от перелива, сигнализация минимального аварийного уровня продукта, контроль температуры, автоматическое пожаротушение и управление системой размыва донных отложений (СРДО). Необходимость модернизации связана с повышением эффективности, надежности и безопасности работы РП, т.к. ручная система проведения измерений, отбора проб и учета нефтепродуктов зависит от «человеческого фактора» и создает предпосылки, как для ошибок, так и для несанкционированного вмешательства в процесс составления отчетной информации по товарообороту нефтебазы. В статье представлен вариант создания АСУ ТП РП, в которой кроме стандартного набора датчиков и систем автоматики предлагается установить дополнительные датчики и системы, обеспечивающие: - автоматический отбор проб; - измерение давления по слоям продукта или плотности в объединенной пробе; - измерение и контроль газо-воздушной среды в обваловании резервуара; - контроль осадки фундамента резервуара. Система измерений количества и качества нефти Учет количества нефтепродуктов в объемных единицах невозможен, поскольку объем, так же как плотность и вязкость, изменяется с изменением температуры, поэтому для определения массы брутто необходимо знать объем и плотность, измеренные при одинаковой температуре. Все системы замеры уровня в РВС состоят из уровнемера и температурных датчиков, а для определения 521 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ плотности, необходимо: отобрать пробу, отправить её в лабораторию, провести анализ, отправить результат товарному оператору для вычисления массы брутто. Предлагается использовать прибор, позволяющий автоматически отбирать пробу, измерять давление, температуру и вычислять плотность, уровень, объем и массу брутто продукта в РВС. Прибор основан на гидростатическом методе измерения давления на небольших интервалах. Преимущество предлагаемого способа заключается в том, что измерение проводится не по всей высоте измерительной трубки равной высоте резервуара, а между двумя клапанами, расположенными на расстоянии 30-50 см друг от друга, что увеличивает точность измерения и позволяет применять этот способ для расслаивающихся по высоте резервуара (неоднородных) жидкостей. Предлагаемое устройство состоит из измерительной трубки с клапанами, дифманометра, контроллера и блока питания воздухом, включающего два канала магистрали давления, два регулятора расхода и пневмоклапаны. В исходном состоянии жидкость в измерительной трубке и в резервуаре находится на одном и том же уровне Н относительно клапана. Все клапаны открыты и воздух через открытые клапаны, расположенные выше уровня жидкости, поступает в газовое пространство резервуара. P = 0 Р 1 = ρ 1 gH Р 2 = ρ 1 gh Рис.1. Схема работы устройства Работа устройства происходит следующим образом: 1) в измерительную трубку осуществляется подача воздуха; 2) при наличии открытых клапанов над уровнем жидкости дифманометр показывает нулевое значение, ненулевое показание означает, что воздух вытеснил жидкость из трубки до первого находящегося под уровнем жидкости клапана и барботирует через него. Показание дифманометра составит: Р 1 = ρ 1 gH (1) 522 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ 3) затем давление в дифманометре обнуляется, продавливание жидкости в трубке продолжается до следующего клапана, показания дифманометра составят: Р 2 = ρ 1 gh(2) Из формулы (2) выразим величину плотности: ρ 1 = P 2 gh (3) Подставим значение плотности из формулы (3) в (1) и выразим величину H: H = P 1 P 2 · h (4) Таким образом, мы можем вычислить уровень взлива в резервуаре: 𝐿 = ℎ 0 + ℎ · (𝑘 − 1) + 𝐻 (5) Система автоматического отбора проб В предлагаемом приборе для отбора пробы лаборант должен подойти к резервуару, открыть защитный кожух на сливном кране пробозаборного устройства, подсоединить к сливному крану ёмкость для отбора пробы и нажать кнопку «Отбор пробы», после чего прибор выполняет следующие действия: 1. Выполняются контрольные замеры плотности, температуры, уровня жидкости в резервуаре и устанавливаются границы раздела жидких сред. В процессе выполнения контрольного замера закрываются все клапаны, и измерительная трубка освобождается от измеряемого продукта. 2. Затем очищается объем сливного крана путем выдавливания остатков продукта через очистной клапан. 3. Открывается самый нижний клапан в толще измеряемого продукта. 4. Отбирается проба через нижний открытый клапан до тех пор, пока не заполнится единичный объем𝑉 1 Заполнение объема 𝑉 1 произойдет за время 𝑡 низ , которое вычисляется по формуле: 𝑡 низ = 𝑉 1 /𝜐 низ (6) где 𝑉 1 – единичный объем, 𝜐 низ – скорость налива жидкости через нижний открытый клапан. 5. Закрывается нижний открытый клапан после выдержки 𝑡 низ 6. Выбирается клапан, ближе всего находящийся к середине толщи нефти. Согласно ГОСТ 2517-12, необходимо набрать три единичных объема нефти с этого уровня. Для этого откроем клапан на время 𝑡 ср , вычисляемое по формуле 𝑡 ср = 3 × (𝑉 1 /𝜐 ср ) (7) где 𝑉 1 – единичный объем, 𝜐 ср – скорость налива жидкости через средний клапан. 523 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ 7. Закрывается средний открытый клапан после выдержки 𝑡 ср. 8. Открывается верхний клапан на время 𝑡 верх , которое вычисляется по формуле (6). 9. Закрывается верхний открытый клапан после выдержки 𝑡 верх. 10. Открывается сливной кран и проба сливается в закрепленную на сливном кране посуду. Таким образом, мы получаем объединенную пробу в соответствии с ГОСТ 2517-12. Система непрерывного контроля газо-воздушной среды (ГВС) в РП Для непрерывного контроля ГВС предлагается использование датчиков системы газоаналитическая стационарная непрерывного действия (СГАЭС – ТН), установленных в точках отбора проб ГВС. Рис.2. Газоанализатор СГОЭС 1 - корпус СГОЭС; 2 - основание (вводной отсек); 4 - влагопылезащитный кожух; 4а - штуцер подачи калибровочной смеси; 5 - кронштейн крепления; 6 – заземление; 7 – кабельный ввод СГАЭС – ТН предназначена для измерения уровней загазованности в местах возможных появлений паров нефти вблизи технологического оборудования насосных станций МН, РП, наливных эстакад. Также СГАЭС-ТН предназначена для предупредительной и аварийной сигнализации о достижении значений, заданных установок в % от нижнего концентрационного предела воспламеняемости ГВС оператору насосной станции и для реализации программ автоматических защит насосной станции и включения аварийной вентиляции по загазованности в системе автоматизации управления насосной станцией. Системы состоят из датчиков газовых оптических (ДГО) и порогового устройства (УПЭС). Принцип действия систем основан на преобразовании контролируемой концентрации газа с помощью ДГО в унифицированный токовый сигнал, измерении этого сигнала и сравнения результатов измерений с установками для каждого газа и канала. Принцип действия датчиков ДГО основан 524 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ на оптико-абсорбционном методе анализа газов, сводящемся к измерению поглощения энергии инфракрасного излучения анализируемым газом. В случае превышения измеренного значения тока на выходе датчика заданного значения уставки УПЭС формирует выходные сигналы, сигнализирующие о появлении тревожной ситуации на объекте контроля. Система контроля и предотвращения осадки фундамента резервуара Около 50 % процентов инцидентов и аварий в резервуарах и РП происходит из-за неравномерных осадок фундаментов резервуаров, что приводит к разрушению сооружений, часто сопровождающемуся человеческими жертвами. Целью системы является устранение аварий, связанных с неравномерными осадками фундамента РВС, а также управление пространственным положением фундамента. Сегментно-сферический фундамент представляет собой конструкцию из концентрически-расположенных сегментов сфер, уложенных полостью на грунт, в пересечении которых установлены пирамидальные сваи. При проведении расчетов свайного фундамента для РВС ПК 50000 м3 было определено, что необходимо 1800 свай, а объем бетона для его изготовления равен 6140 м3. Для сегментно-сферического фундамента (ССФ) требуется 100 свай, и объем бетона, требующийся для всего фундамента равен 1113,7 м3.Отсюда можно сделать вывод, что для ССФ требуется в 4 раза меньше бетона. Система управления пространственным положением фундамента представляет собой набор датчиков объёма, пульпопроводов, проложенных в теле фундамента к каждой сферической полости и насосной станции с запасом воды, и песка. В случае появления местной просадки грунта определённого объёма, автоматически включается шламовый насос, подающий пульпу (смесь воды и песка) до полного заполнения песком части сегментно-сферической полости, освободившейся в результате просадки. Таким образом, происходит восстановление контакта всей площади фундамента с грунтом, что полностью исключает возможность нарушения горизонтального положения ССФ или его части, не допускает появление крена, нарушение геометрии конструкций резервуара и предотвращает возникновение аварий по причине осадки грунта. Кроме того, работа системы будет происходить автоматически без вывода резервуара из эксплуатации. На автоматизированном рабочем месте оператора показывается возникновение аварийной ситуации, выводится состояние всех датчиков и резервуара в целом. При срабатывании датчика оператор имеет возможность запустить автоматизированную систему контроля и предотвращения осадки фундамента резервуара. 525 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Рис.3. Схема сигнализаторов датчиков просадки грунта Таким образом, дополнительные функции АСУ ТП позволяют: повысить надежность эксплуатации РП; повысить уровень безопасности, эффективности работы РП; уменьшить затраты на эксплуатацию; повысить точность измеряемых параметров; снизить время на получение массы брутто; повысить производительность; снизить риск травматизма. Библиографический список: 1. РД 23.020.00-КТН-053-17 Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и нефтебаз. 2. РД 35.240.00-КТН-178-16 Требования к монтажу оборудования автоматизированных систем управления технологическим процессом 3. РД 35.240.50-КТН-109-13 Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Основные положения. 4. ОТТ 35.240.00-КТН-014-13 Системы контроля загазованности на объектах нефтеперекачивающих станций. Общие технические требования. 5. ОТТ 35.240.50-КТН-024-13 Системы контроля уровня и температуры нефти и нефтепродуктов в резервуарном парке. Общие технические требования. 6. Пат. 2238527 Российская Федерация, МПК 7 G 01 F 23/16, G 01 N 9/26. «Устройство для измерения уровня, плотности и положения границы раздела 526 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ жидкости в резервуаре» / Кравец М.З, Землеруб Л.Е. заявитель и патентообладатель Самара - № 2002127494/28; заявл. 14.10.2002; опубл. 2 0.10.2004 г 7. Системы газоаналитические СГАЭС-ТН. Руководство по эксплуатации - 42с. ПРИМЕНЕНИЕ ВОЗДУШНО-ПЛАЗМЕННОГО НАПЫЛЕНИЯ ДЛЯ НАНЕСЕНИЯ АНТИКОРРОЗИОННЫХ ПОКРЫТИЙ РЕЗЕРВУАРОВ Л.Е.Землеруб, А.А.Серафонтова, С.А.Федосов СамГТУ, Самара, Россия, ser.nastya@mail.ru Одной из основных причин выхода из строя нефтегазового оборудования на объектах транспорта и хранения нефти является коррозия. Коррозия не только снижает срок службы резервуарного оборудования, но и непосредственно оказывает влияние на промышленную безопасность при его эксплуатации. Внутренняя поверхность резервуаров подвергается равномерной, язвенной, щелевой и ножевой коррозии (рис. 1). Анализ эксплуатации резервуаров показал, что скорость равномерной коррозии резервуаров составляет от 0,04 до 1,1 мм/год. Скорость язвенной коррозии при этом превышает равномерную в 3–6 раз и может достигать 8 мм/год. Рис.1. Коррозия внутренней стенки резервуара 527 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Относительно протекания коррозионных процессов, днище – это одно из наиболее опасных элементов конструкции, поскольку оно является наиболее тонкой ее частью, которая постоянно контактирует с подтоварной водой, насыщенной химически активными элементами, ускоряющими процесс коррозии. При том, что результаты анализа аварий резервуаров говорят о том, что именно сквозные отверстия днищ и ножевая коррозия уторного узла, возникающие в результате повреждений защитных покрытий, являются причиной наиболее крупных катастроф [1]. Важнейшее значение в решении задачи снижения скорости коррозии имеет повышение уровня противокоррозионной защиты, что, в свою очередь, обеспечивает промышленную безопасность производства и его экономическую эффективность. Основной мерой по снижению коррозии и повышению ресурса резервуаров является нанесение лакокрасочных материалов на внутренние поверхности стальных резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов. По условиям эксплуатации внутренняя поверхность резервуара разделяется на три зоны: • днище и первый пояс на всю высоту +100 мм; • средние пояса; • верхний пояс и крыша [2]. Днище и первый пояс резервуара подвергаются воздействию коррозионно- активной минерализованной подтоварной воды. Верхний пояс и крыша резервуаров РВС – воздействию газо-воздушной фазы повышенной коррозионной активности за счет присутствия кислорода, углекислого газа, сероводорода, паров воды. Средние пояса резервуара испытывают товарной нефти и нефтепродуктов, образующих на поверхности резервуара пленку с антикоррозионными свойствами. Рис. 2. Зоны коррозионной активности 528 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ На сегодняшний день в качестве антикоррозионных покрытий (АКП) применяются полиуретановые или эпоксидные покрытия различных составов. В то же время такие покрытия не обеспечивают полной защиты от коррозии, т.к. коррозия металла под покрытием начинается задолго до визуально обнаруживаемых признаков разрушения покрытия. Опыт эксплуатации показывает, что средний срок службы антикоррозионных покрытий до проведения местных ремонтов покрытий находится в пределах от 5 до 10 лет, а общий срок службы покрытий до их замены находится в пределах от 8 и более лет. В то время, как согласно РД 23.020.00-КТН-184-10 срок службы АКП должен составлять не менее 15-20 лет для разных типов покрытий [3]. Поскольку политика эксплуатирующих резервуары организаций направлена на обеспечение высокого уровня экологической безопасности и энергоэффективности производственных объектов, вопрос коррозии конструктивных элементов РВС является актуальным на сегодняшний день. Поэтому целью данной работы является оценка перспективности применения технологии воздушно-плазменного напыления (ВПН) защитных покрытий, повышающих коррозионную стойкость стальных резервуаров, что приводит к снижению затрат при сооружении, реконструкции и эксплуатации. Сущность плазменного напыления заключается в том, что в высокотемпературную плазменную струю подаётся распыляемый материал, который нагревается, плавится и в виде двухфазного потока направляется на подложку. При ударе и деформации происходит взаимодействие частиц с поверхностью основы или напыляемым материалом и формирование покрытия (рис. 3). Рис. 3. Структура воздушно-плазменного покрытия 1 – граница между покрытием и основой; 2 – межслойная граница; 3 – граница между частицами. Технологический процесс воздушно-плазменного напыления включает следующие операции: подготовка порошка и поверхности, напыление и механическая обработка напыленных покрытий [4]. Обработка осуществляется в 529 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ специальных устройствах, называемых плазмотронами или плазменными головками (рис. 4). Установка состоит из плазмотрона и устройства для подачи напыляемого порошка. Для получения плазменной струи между вольфрамовым стержнем- катодом 3 и медным анодом (соплом) 7, охлаждаемых потоком воды 2, возбуждают электрическую дугу 6. Катод изолирован от анода прокладкой 5. Рис. 4. Схема плазменного напыления 1 – канал; 2 – вода; 3 – катод; 4 – порошок гранулированный; 5 – прокладка; 6 – дуга электрическая; 7 – анод (сопло); 8 – канал; 9 – струя плазменная; 10 – деталь. Воздух, введенный в зону горения дуги по каналу 1, ионизируется и выходит из сопла 7 в виде струи. В качестве напыляемого материала применяют гранулированный порошок 4. Подача порошка в плазменную струю 9 осуществляется по каналу 8. Расход порошка регулируется. Частицы порошка нагреваются в плазменной струе 9 до оплавления или расплавления и направляются с определенной скоростью на поверхность детали 10, ударяясь о которую деформируются, растекаются, сплавляются с поверхностью и затвердевают, образуя покрытие. Плазменное напыление позволяет наносить покрытия толщиной 0,1…5,0 мм. В зависимости от свойств напыленных металлических частиц, нагрева основы, а также способа и режима напыления частицы могут достигать подложки в жидком, пластичном или твердом состоянии, т.е. прочность сцепления определяется состоянием частицы и напыляемой поверхности в каждый конкретный момент. Существенное влияние на формирование и прочность 530 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ сцепления покрытий оказывает температура поверхности обрабатываемой детали. Таким образом, кроме подготовки поверхности, на качество формирования покрытия большое влияние оказывают химический состав и свойства порошка, его грануляция, расход, условия доставки к подложке, состав газовой среды, количество теплоты, сообщаемой частицам порошка и детали [4]. Напыляемые покрытия характеризуются высокой степенью адгезии, устойчивостью к механическим воздействиям, низкой себестоимость напыляемых покрытий, не взаимодействуют с нефтью и нефтепродуктами. Плазменное напыление по сравнению с другими способами восстановления изношенных поверхностей деталей имеет ряд преимуществ: универсальность; высокая производительность; возможность нанесения покрытий из любых материалов (металлы, сплавы, оксиды, карбиды, нитриды, бориды, пластмассы и их различные композиции); возможность нанесения покрытий на разнообразный материал основы (металлы, керамика, графит, пластмассы и др.); отсутствие коробления детали [5]. а) б) Рис. 5. Промышленная установка плазменного напыления. а − пульт управления установкой; б − плазматрон. Кроме того, работа по нанесению антикоррозионного покрытия может быть автоматизирована и перенесена в заводские условия (рис. 5), поскольку все конструктивные элементы стальных резервуаров изготавливаются на заводах резервуарных конструкций (рис. 6). Так же существует возможность дополнительной защиты зон сварки непосредственно на монтаже конструкций. Оборудование и способы воздушно-плазменного напыления применяются в различных производствах. 531 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Рис. 7. Передвижная установка для напыления защитных покрытий Данная работа находится на стадии НИР. Существует необходимость в экспериментальном подтверждении качественных характеристик покрытий, наносимых методом ВПН. Подобраны различные варианты напыляемых материалов, теоретически удовлетворяющих требованиям к АКП. По результатам исследований будет выбран наиболее оптимальный материал, являющийся альтернативой применяемым на данный момент антикоррозионным покрытиям. |