Скачать презентацию Установки протекторной защиты ООО Газпром Трансгаз Санкт Петербург Скачать презентацию Установки протекторной защиты ООО Газпром Трансгаз Санкт Петербург

e204a43411cbe5a570f4b08b6bea7f15.ppt

  • Количество слайдов: 25

Установки протекторной защиты ООО «Газпром Трансгаз Санкт. Петербург» Установки протекторной защиты ООО «Газпром Трансгаз Санкт. Петербург»

Нормативно-техническая документация ГОСТ Р 51164 -98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от Нормативно-техническая документация ГОСТ Р 51164 -98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. ГОСТ 16149 -70 Защита подземных сооружений от коррозии блуждающим током поляризованными протекторами. СТО Газпром 2 -3. 5 -454 -2010 Правила эксплуатации магистральных газопроводов. Газпром 2 -5. 1 -632 -2012 Оборудование систем противокоррозионной защиты. Порядок проведения технического обслуживания и ремонта Газпром 9. 2 -002 -2009 Защита от коррозии. Электрохимическая защита от коррозии. Основные требования. Р Газпром 9. 5 -021 -2013 Оборудование систем противокоррозионной защиты. Нормативы трудоемкости технического обслуживания и ремонта Р Газпром 9. 2 -025 -2013 Правила эксплуатации средств электрохимической защиты подземных сооружений. СТО Газпром 2 -3. 5 -051 -2006 НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ СТО Газпром 9. 2 -003 -2009 ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ ПОДЗЕМНЫХ СООРУЖЕНИЙ ГОСТ 18322 -78 СИСТЕМА ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА ТЕХНИКИ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ 2

Различия между НТД в периодичности проведении ППР НТД Содержание ГОСТ Р 51164 -98 6. Различия между НТД в периодичности проведении ППР НТД Содержание ГОСТ Р 51164 -98 6. 4. 6 Проверку работы установок электрохимической защиты следует осуществлять в соответствии с НД на конкретные виды трубопроводов с периодичностью: - 2 раза в год - на установках электрохимической защиты, обеспеченных дистанционным контролем, и установках протекторной защиты; ГОСТ 16149 -70 1. 9. Работу поляризованных протекторов необходимо проверять периодически не менее четырех раз в год. СТО Газпром 2 -3. 5 -454 -2010 12. 3 Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты 12. 3. 1 Сроки проведения технического обслуживания и ремонта средств ЭХЗ, их периодичность и объем устанавливают графиком, разработанным в филиале ЭО, согласованным с производственным отделом защиты от коррозии ЭО и утвержденным руководителем подразделения филиала ЭО. Обслуживание и ремонт электрооборудования источников электроснабжения проводят в соответствии с требованиями раздела 11 настоящего стандарта. Объем и сроки работ устанавливают в соответствии с требованиями НД и с учетом особенностей эксплуатации объектов ЭО. Результаты техобслуживания фиксируют в полевых журналах и паспортах средств ЭХЗ. Газпром 9. 2 -002 -2009 4. 16 Службы защиты от коррозии должны осуществлять техническое обслуживание средств защиты с контролем их работы. Периодичность обслуживания определяется требованиями действующей НД. Газпром 2 -5. 1 -632 -2012 7. 5 Контроль технического состояния оборудования и покрытий в период назначенного ресурса должен проводиться в сроки и в соответствии с требованиями, установленными ГОСТ Р 51164, а также следующими нормативными документами: -для установок ЭХЗ: СТО Газпром 9. 2 -002, ОСТ 153 -39. 3 -051, РД 12 -86 -95 [3]; Р Газпром 9. 2 -025 -2013 7. 2 Контроль технического состояния средств ЭХЗ должен проводиться в сроки и объеме, которые соответствуют требованиям, установленными ГОСТ Р 51164, СТО Газпром 9. 2 -002 и СТО Газпром 2 -5. 1 -632. 7. 2. 1 Технический осмотр и проверку работы средств ЭХЗ следует проводить с периодичностью: -на установках дренажной и катодной защиты, оборудованных средствами дистанционного контроля и установках протекторной защиты – не реже 2 раз в год; 3

Различия между НТД в проведении ППР ТО Р Газпром 9. 2 -0252013 ТР 7. Различия между НТД в проведении ППР ТО Р Газпром 9. 2 -0252013 ТР 7. 4. 3 При техническом обслуживании УПЗ выполняют следующие работы: - проверку показаний встроенных электроизмерительных приборов контрольными средствами измерений; - измерение потенциалов сооружения в точке дренажа УПЗ по 5. 2. 4; - техническое обслуживание КИП и БСЗ (при наличии); - запись о проведенных работах в полевом журнале. 7. 5. 4 При проведении ТР установок протекторной защиты осуществляется запланированный комплекс работ по ремонту элементов УПЗ в следующем объеме: - все работы, предусмотренные ТО; - измерение сопротивления цепи и силы тока протекторов; - измерение разности потенциалов «протектор-труба» ; - окраска контрольно-измерительных колонок (при необходимости), восстановление маркировки; - замена протекторов до 10 % от общего числа (при необходимости). СР КР 7. 6. 4 При капитальном ремонте протекторных установок выполняют: - все работы, предусмотренные ТР; - замену протекторов в сборе; -замену или ремонт неисправных контрольно-измерительных пунктов; - замену неисправных полупроводниковых и регулирующих элементов. 8. 2. 7 Измерения на протекторных установках проводят в периоды максимального и минимального увлажнения грунта для оценки эффективности их работы в соответствии с методикой, представленной в приложении Е. Работа протекторной установки считается неудовлетворительной, если при ее подключении не обеспечивается требуемая защитная зона подземного сооружения. ГОСТ Р 51164 -98 4 6. 4 Требования к контролю электрохимической защиты 6. 4. 1 При контроле установок электрохимической защиты проводят: измерение силы тока протекторной установки; измерение защитных потенциалов в точках дренажа установок протекторной защиты; определение скорости коррозии трубопровода при катодной поляризации по НД. Результаты контроля электрохимической защиты заносят в полевой журнал непосредственно на месте либо используют телеконтроль и компьютерные средства для обработки измерений.

Различия между НТД в проведении ППР Содержание работ Газпром 2 -5. 1 -632 -2012 Различия между НТД в проведении ППР Содержание работ Газпром 2 -5. 1 -632 -2012 4. 1 Внешний осмотр установки 4. 2 Проверка эксплуатационной документации 4. 3 Выборочное вскрытие и определение износа протекторов и состояния заполнителя (5– 10 шт. ) 4. 4 Измерение сопротивления цепи потенциала и тока протектора 4. 5 Замена заполнителя и протекторов 4. 6 Выполнение работ с использованием ремонтных комплектов ТО СР КР 5. 12 При выполнении работ по ТОи. Р должен соблюдаться комплексный подход, при котором объект должен ремонтироваться одновременно с основным технологическим оборудованием добычи, транспортировки, переработки газа, газового конденсата, нефти и подземного хранения газа в целях сокращения времени его простоя. Типовые перечни работ, выполняемых при ТОи. Р, представлены в приложениях Б, В, Г, Д. Таблицы Б. 1 4 Установки протекторной защиты + + + - + - - - + + 6. 5 При плановом ТО выполняются работы по осмотру, очистке, проверке исправности, контролю состояния и, при необходимости, мелкий ремонт. 6. 6 Работы по ТО в общем случае включают в себя осмотр, очистку, разборку, дефектацию, сборку, подгонку, регулировку, настройку, замену отдельных узлов и деталей. 6. 7 В состав заключительных работ при ТО входят: - уборка рабочих мест, инструмента и приспособлений, протирка оборудования после выполнения работ; - проведение работ по включению оборудования и покрытий в работу после ТО; - проверка оборудования и покрытий при их включении и работе после ТО; - заполнение необходимой технической документации; - устранение выявленных неполадок и неисправностей в ходе проверки оборудования и покрытий после ТО. 6. 8 В объем работ по ТО входит расчистка территории установок ПКЗ от растительности и снега, а также расчистка подъездных дорог. 5 ТР 8. 4 При плановом ремонте выполняются работы по разборке, очистке, дефектации, ремонту, замене узлов и деталей, продлению ресурса, сборке и испытанию. 8. 5 Плановый ремонт проводится комплексно и одновременно на всем оборудовании и покрытиях систем ПКЗ, непосредственно влияющих на надежность и безопасность его эксплуатации. При невозможности одновременного выполнения работ на всем оборудовании и покрытиях они могут выполняться разновременно согласно утвержденному эксплуатирующей организацией графику ремонта. 8. 8 При необходимости замены отдельных узлов и деталей оборудования систем ПКЗ (досрочной или по выработке ресурса) выполняется ближайший вид ремонта, который требуется по графику ППР. 8. 9 Ремонт планируется по типовому набору работ и предварительной ведомости дефектов, передаваемой эксплуатирующей организацией в ремонтную организацию. В начале ремонта после дефектации оборудования ремонтным и эксплуатационным персоналом совместно составляется окончательная ведомость дефектов и перечень узлов и деталей, требующих капитального ремонта или проведения специальных, сложных (не типовых) ремонтных работ в условиях ремонтных баз или на специализированных предприятиях. В зависимости от числа дефектов и на основании окончательной ведомости дефектов решается вопрос о переводе систем ПКЗ из одного вида ремонта в другой (например, из текущего ремонта в средний). Решение о переводе принимается эксплуатирующей организацией. 8. 10 В объем работ по ремонту входит расчистка территории установок ПКЗ от растительности и снега, а также расчистка подъездных дорог.

Р Газпром 9. 5 -021 -2013 ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ. НОРМАТИВЫ ТРУДОЕМКОСТИ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ Р Газпром 9. 5 -021 -2013 ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ. НОРМАТИВЫ ТРУДОЕМКОСТИ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА УПЗ 7. 1 Нормативы трудоемкости технического обслуживания и ремонта систем электрохимической защиты 6 Приложение Б (справочное) Нормативы трудоемкости отдельных работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования систем противокоррозионной защиты

ГОСТ 18322 -78 Определение ТО, ТР, СР и КР ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ Комплекс операций или ГОСТ 18322 -78 Определение ТО, ТР, СР и КР ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ Комплекс операций или операция по поддержанию работоспособности или исправности изделия при использовании по назначению, ожидании, хранении и транспортировании 1. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ Ндп. #Профилактическое обслуживание Технический уход# 2. РЕМОНТ Комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделий и восстановлению ресурсов изделий или их составных частей Виды ремонта 36. КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ Ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса изделия с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые. Примечание. Значение близкого к полному ресурсу устанавливается в нормативно-технической документации. 37. СРЕДНИЙ РЕМОНТ Ремонт, выполняемый для восстановления исправности и частичного восстановления ресурса изделий с заменой или восстановлением составных частей ограниченной номенклатуры и контролем технического состояния составных частей, выполняемым в объеме, установленном в нормативно-технической документации. Примечание. Значение частично восстанавливаемого ресурса устанавливается в нормативнотехнической документации 38. ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ Ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности изделия и состоящий в Ндп. #Малый ремонт замене и (или) восстановлении отдельных частей Мелкий ремонт# 39. ПЛАНОВЫЙ РЕМОНТ Ремонт, постановка на который осуществляется в соответствии с требованиями нормативно-технической документации 40. НЕПЛАНОВЫЙ Ремонт, постановка изделий на который осуществляется без предварительного назначения РЕМОНТ 7

Измерения на протекторных установках Р Газпром 9. 2 -025 -2013 Приложение Е (рекомендуемое) Измерения Измерения на протекторных установках Р Газпром 9. 2 -025 -2013 Приложение Е (рекомендуемое) Измерения на протекторных установках Е. 1 Измерения на протекторных установках проводят для оценки эффективности их работы. Работа протекторной установки считается удовлетворительной, если при ее подключении обеспечивается требуемая защитная зона сооружения. Е. 2 При эксплуатации протекторных установок измерению подлежат следующие параметры: • потенциал защищаемого сооружения до подключения протекторов; • потенциал протекторов относительно земли до подключения к сооружению; • разность потенциалов между сооружением и протекторами (э. д. с. протекторной установки); • потенциал сооружения после подключения протекторов; • сила тока в цепи протектор – защищаемое сооружение. Е. 3 Контроль работы протекторных установок во время эксплуатации осуществляют путем измерения потенциалов подземного сооружения выносным электродом. Шаг измерения должен быть таким, чтобы можно было зафиксировать значение потенциала трубопровода против протектора и в середине участка между протекторами (см. рисунок Е. 1). Е. 4 Измерение потенциалов сооружения методом выносного электрода проводится при ТР и КР протекторных установок, диагностических обследованиях и в случае резкого изменения тока в цепи протектор - сооружение или потенциала сооружения в точке дренажа. 1 – труба, 2 – протекторы, 3 – контрольно-измерительный пункт, 4 – перемычка, 5 – высокоомный вольтметр, 6 – медно-сульфатный электрод сравнения, 7 – измерительный провод Рисунок Е. 1 - Проверка эффективности работы протекторной установки путем измерения потенциалов подземного сооружения выносным электродом 8

Измерения на протекторных установках Р Газпром 9. 2 -025 -2013 Е. 5 В случае Измерения на протекторных установках Р Газпром 9. 2 -025 -2013 Е. 5 В случае обнаружения участков трубопровода с потенциалом менее минимально допустимого, выясняют причину недозащиты и принимают меры по восстановлению нормальной работы протекторов. Е. 6 Эффективность УПЗ защитных кожухов на переходах через автомобильные и железные дороги оценивается по наличию смещения потенциала на кожухе со стороны, противоположной точке дренажа УПЗ. Е. 7 При техническом осмотре протекторной установки проводят: • измерение силы тока в цепи протектор – защищаемое сооружение (см. рисунок Е. 2, позиция а); • измерение потенциала сооружения в месте подключения протекторной установки; • измерение потенциала «протектор-земля» (см. рисунок Е. 2, позиция в). Е. 8 При обнаружении уменьшения силы тока протекторной установки по сравнению с результатами предыдущих замеров, измеряют сопротивление цепи «протектор-сооружение» (см. рисунок Е. 2, позиция б) и, если обнаружено увеличение этого сопротивления – измеряют удельное сопротивление грунта или сопротивление растеканию тока протектора (см. рисунок Е. 2, позиция г). Измерение сопротивлений выполняют измерителем сопротивления заземлений. Е. 9 Если увеличение сопротивления цепи вызвано увеличением удельного сопротивления грунта и с сопротивлением растеканию тока, то это увеличение может быть объяснено сезонным изменением. В противном случае увеличение сопротивления цепи свидетельствует о неисправности протекторной установки. Е. 10 При измерении силы тока в цепи протекторной установки используют приборы с низким внутренним сопротивлением на пределе 1 А или с наружным шунтом. Соединительные провода должны иметь сечение не менее 4 мм 2 и общую длину не более 0, 5 м. 9 а – измерение тока протекторной установки, б – измерение сопротивления цепи протекторной установки, в – измерение разности потенциалов «протектор-земля» , г – измерение сопротивления растеканию тока. 1 – протектор, 2 – контрольно-измерительный пункт, 3 – шунт, 4 – милливольтметр, 5 - вольтметр, 6 – измеритель сопротивлений, 7 – медно-сульфатный электрод сравнения, 8 – стальные электроды, 9 - труба Рисунок Е. 2 - Схемы измерений на протекторных установках

Требование к проектированию УПЗ. СТО Газпром 9. 2 -002 -2009 6 Требования к протекторной Требование к проектированию УПЗ. СТО Газпром 9. 2 -002 -2009 6 Требования к протекторной защите 6. 1 УПЗ стальных сооружений от коррозии следует применять в коррозионной среде с удельным сопротивлением до 150 Ом⋅м. 6. 2 При ЭХЗ подземных сооружений допускается использовать искусственное снижение удельного электрического сопротивления среды в местах установки протекторов. 6. 3 Система протекторной защиты подземных сооружений должна включать УПЗ, состоящие из одиночного сосредоточенного протектора или их группы, соединительных кабелей, а также контрольно-измерительных пунктов и, при необходимости, регулирующих и вентильных элементов. 6. 4 Материал протекторного сплава выбирают с учетом химико-физических свойств коррозионной среды в соответствии с действующими НД. 6. 5 В течение всего срока эксплуатации протектор не должен пассивироваться и должен обеспечивать необходимые защитные параметры. 6. 6 УПЗ допускается применять для защиты подземных сооружений от коррозии, вызываемой блуждающими токами. 10

Требование к проектированию УПЗ. СТО Газпром 9. 2 -003 -2009 6. 4 Установки протекторной Требование к проектированию УПЗ. СТО Газпром 9. 2 -003 -2009 6. 4 Установки протекторной защиты 6. 4. 1 Установки протекторной защиты используются для локальной электрохимической защиты подземных стальных сооружений, в качестве как самостоятельного, так и резервного средства ЭХЗ. 6. 4. 2 Протекторная защита может быть осуществлена одиночными или групповыми установками. Выбор типа и схемы расстановки протекторов проводят с учетом конкретных условий прокладки защищаемого сооружения. 6. 4. 3 Срок службы УПЗ при временной защите сооружений определяется заданием на проектирование, по истечении которого протекторы отключаются от сооружения и находятся в резерве. 6. 4. 4 Подключение УПЗ к защищаемому трубопроводу или защитному кожуху на переходах следует осуществлять с использованием вентильных регулируемых перемычек. Коммутация выводов от протекторов и защищаемого сооружения выполняется на клеммной колодке КИП. Регулируемые перемычки в цепях «сооружение – протектор» следует применять в грунтах с удельным электрическим сопротивлением менее 50 Ом·м. 6. 4. 5 Размещение протекторов следует предусматривать в местах с минимальным сопротивлением грунта и ниже глубины его промерзания. Допускается использовать искусственное снижение удельного электрического сопротивления грунта в местах установки протекторов при исключении вредного воздействия на окружающую среду. 6. 4. 6 Одиночные протекторы располагают на расстоянии не ближе 3 м от подземного сооружения. Удаление групповых протекторов от сооружения определяют расчетом в соответствии с настоящим стандартом. 11

Требование к проектированию УПЗ. СТО Газпром 2 -3. 5 -051 -2006 12. 3. 3 Требование к проектированию УПЗ. СТО Газпром 2 -3. 5 -051 -2006 12. 3. 3 Установки протекторной защиты 12. 3. 3. 1 Установки протекторной защиты состоят из одного или нескольких сосредоточенных протекторов или протяженного протектора, соединительных проводов (кабелей), а также контрольно измерительных пунктов и, при необходимости, регулирующих резисторов, шунтов и/или поляризованных элементов. 12. 3. 3. 2 Применение проекторной защиты должно обосновываться технико экономичеcким расчетом. 12. 3. 3. 3 Протекторная защита газопроводов может проектироваться как совместно с УКЗ (УДЗ) так и независимо от них. 12. 3. 3. 4 Допускается проектировать протекторную защиту в качестве резервной в системах катодно протекторной защиты. 12. 3. 3. 5 Протекторную защиту следует предусматривать преимущественно при следующих условиях прокладки: удельном электрическом сопротивлении грунтов до 100 Ом·м – группу стержневых протекторов; при удельном электрическом сопротивлении от 100 до 500 Ом·м – протяженные протекторы. 12. 3. 3. 6 В грунтах с удельным электрическим сопротивлением ниже 100 Ом·м допускается предусматривать протяженные протекторы при ограничении величины тока протектора. Величина сопротивления резисторов, ограничивающих ток протектора, должна определяться расчетом. 12. 3. 3. 7 Допускается использовать искусственное снижение удельного электрического со противления грунта в местах установки протекторов путем применения активаторов при исключении их вредного воздействия на окружающую среду и технико экономическом обосновании. 12. 3. 3. 8 Групповые протекторные установки, единичные и протяженные протекторы должны быть подключены к защищаемому трубопроводу через контрольно измерительные пункты. 12. 3. 3. 9 Установку протекторов следует предусматривать в местах с минимальным удельным сопротивлением грунта и ниже глубины промерзания грунта. 12

Расчет УПЗ. СТО Газпром 9. 2 -003 -2009 7. 4 Расчет параметров установок протекторной Расчет УПЗ. СТО Газпром 9. 2 -003 -2009 7. 4 Расчет параметров установок протекторной защиты 7. 4. 1 Для протекторной защиты подземных сооружений рекомендуется использовать протекторы на основе магниевых сплавов. Комплектные магниевые протекторы типа ПМ, применяемые для защиты подземных сооружений от коррозии, представляют собой магниевые аноды, упакованные вместе с активатором в хлопчатобумажные мешки. Основные характеристики комплектных магниевых протекторов приведены в таблице 7. 4. Т а б л и ц а 7. 4 – Технические характеристики комплектных магниевых протекторов типа ПМ 7. 4. 2 Исходными данными для проектирования протекторной защиты являются: - сопротивление изоляционного покрытия; - диаметр трубопровода или кожуха; - удельное электрическое сопротивление грунта на участке размещения протекторов; - электрохимические характеристики протекторов. При технико-экономическом обосновании допускается применение других протекторов, разрешенных к применению в ОАО «Газпром» (в том числе на основе цинковых сплавов). 7. 4. 3 Расчет протекторных установок заключается в определении: - силы тока в цепи «протектор – труба» ; - длины участка трубопровода, защищаемого протектором; - срока службы протектора. 13

Расчет УПЗ. 7. 4. 3. 1 Силу тока в цепи «протектор – труба» Iп, Расчет УПЗ. 7. 4. 3. 1 Силу тока в цепи «протектор – труба» Iп, А, вычисляют по формуле (7. 38) где Uп – стационарный потенциал протектора, В; Ue – естественная разность потенциалов (труба – земля), В; Uтзм – минимальная защитная наложенная разность потенциалов (труба – земля), В; Sп – рабочая поверхность протектора, м 2 (в соответствии с таблицей 7. 4); Rпт – сопротивление цепи «протектор – труба» , Ом. Если значения Uп и Ue неизвестны, то разность потенциалов (Uп – Ue) для про текторов на основе магния рекомендуется принимать равной 1 (одному) В. 7. 4. 3. 2 Сопротивление цепи «протектор – труба» Rпт, Ом, вычисляют по формуле Rпт = Rпр + Rpп, (7. 39) где Rпр – сопротивление провода, соединяющего протектор с трубопроводом, Ом; Rpп– сопротивление растеканию одного протектора, Ом. 7. 4. 3. 3 Сопротивление медного провода, соединяющего протектор с трубопроводом, Rпр , Ом, вычисляют по формуле (7. 40) где 1, 8· 10– 8 – удельное электрическое сопротивление медного провода, Ом·м; lп – длина соединительного провода, м; Sп – сечение провода, м 2. 7. 4. 3. 4 При расчете сопротивления растеканию магниевых протекторов Rpп, Ом, типа ПМ 10 У, ПМ 20 У можно пользоваться формулой Rpп=A·ρг+В, (7. 41) где А и В – коэффициенты, зависящие от размеров протектора. В таблице 7. 4 приведены усредненные значения коэффициентов А и В при установке протектора на глубину до 2, 5 м. 7. 4. 4 Длину участка трубопровода, защищаемого одним протектором на конец планируемого периода защиты, м, вычисляют по формуле (7. 42) где Rпн – начальное значение переходного сопротивления трубопровода, Ом·м 2; Tп – планируемый срок эксплуатации протектора, год. 7. 4. 5 Количество протекторов, необходимое для защиты участка трубопровода, Nп, шт. , определяют по формуле (7. 43) где lз – длина участка трубопровода, которую необходимо защитить протекторами, м. 14

Расчет УПЗ. 7. 4. 6. Срок службы протекторов Tп, годы, вычисляют по формуле (7. Расчет УПЗ. 7. 4. 6. Срок службы протекторов Tп, годы, вычисляют по формуле (7. 44) где mп – масса протектора, кг (таблица 7. 4); q – теоретическая токоотдача материала протектора (2330 А·ч/кг); ηп – коэффициент полезного действия протектора (для сплава МП 1 ηп = 0, 65, для сплава МП 2 ηп = 0, 60); ηи – коэффициент использования материала протектора (ηи = 0, 90); Iп. cp. – средняя сила тока в цепи «протектор – труба» за планируемый период времени Tп, А. 7. 4. 7 Среднюю силу тока в цепи «протектор – труба» Ic. cp. А, вычисляют по формуле (7. 45) Если при расчете срок службы Tп получается меньше запланированного срока, то нужно длину участка трубопровода lзп, защищаемого одним протектором, пересчитать в соответствии с расчетным Tп. Протекторы на трассе трубопровода необходимо устанавливать согласно вновь полученной длине защитной зоны lзп. 7. 4. 8 При расчете групповых протекторных установок определяют следующие параметры: - количество протекторов в группе; - расстояние между протекторами в группе; - расстояние между групповой протекторной установкой и трубопроводом. 7. 4. 8. 1 Количество групповых протекторных установок, необходимое для защиты участка трубопровода N, шт. , вычисляют по формуле (7. 46) где ηэ – коэффициент экранирования протекторов в групповой протекторной установке, определяемый из рисунка 7. 2 (la – длина протектора, а – расстояние между протекторами). 15

Расчет УПЗ. 7. 4. 8. 2 Количество протекторов в группе для обеспечения защиты трубопровода Расчет УПЗ. 7. 4. 8. 2 Количество протекторов в группе для обеспечения защиты трубопровода N, шт. , должно быть (7. 47) где F – поправочный коэффициент, вычисляемый по формуле (7. 48) 7. 4. 8. 3 Расстояние между групповыми протекторами и трубопроводом yпг, м, вычисляют по формуле (7. 49) где Iпг – сила тока групповой протекторной установки в начальный период; Rпн – переходное сопротивление трубопровода в начальный период, Ом·м 2; lз – длина участка трубопровода, защищаемая групповой протекторной установкой, м. 7. 4. 8. 4 Силу тока групповой протекторной установки Iпг , А, рассчитывают по формуле Iпг = Iп ·Nпг · ηэ. (7. 50) 16

УПЗ на участках пересечения с железными и автомобильными дорогами СТО Газпром 9. 2 -002 УПЗ на участках пересечения с железными и автомобильными дорогами СТО Газпром 9. 2 -002 -2009 10 Электрохимическая защита газопроводов на участках пересечения с водными преградами, железными и автомобильными дорогами 10. 1 На переходах через водные преграды при меженном горизонте 75 м и более на одном из берегов должна быть предусмотрена установка катодной защиты, размещение которой должно быть не ниже отметок горизонта высоких вод (за 10 -летний период наблюдений), но на расстоянии не более 1 км от уреза воды. Необходимость размещения УКЗ на обоих берегах определяется при проектировании подводного перехода. Для подводных переходов шириной меженного горизонта менее 75 м дополнительные средства ЭХЗ не предусматриваются. 10. 2 ЭХЗ защитных кожухов от подземной коррозии на пересечении трубопроводов с автомобильными и железными дорогами должна осуществляться с использованием УПЗ. В случае большой протяженности кожуха и при наличии ВЛ допускается использовать маломощные УКЗ. 10. 3 Для защитных кожухов подземных трубопроводов на участках пересечения с водными преградами, железными и автомобильными дорогами в грунтах средней и низкой коррозионной агрессивности допускается минимальный поляризационный потенциал более положительный, чем минус 0, 85 В по МСЭ при условии обеспечения безопасной эксплуатации, что должно быть подтверждено технико-экономическим обоснованием. При этом катодное смещение поляризационного потенциала (поляризации) должно быть не менее 100 м. В. 10. 4 Не допускается непосредственный контакт между защищаемым кожухом и трубой. 10. 5 Для защитных кожухов, размещенных в низкоагрессивных грунтах с удельным электрическим сопротивлением свыше 500 Ом⋅м, ЭХЗ не требуется. 17

УПЗ на участках пересечения с железными и автомобильными дорогами СТО Газпром 2 -3. 5 УПЗ на участках пересечения с железными и автомобильными дорогами СТО Газпром 2 -3. 5 -051 -2006 12. 3. 1. 6 Защитный кожух (патрон) на переходах газопровода следует защищать установками протекторной защиты или сетевыми маломощными УКЗ. Допускается совместная защита кожуха и трубы путем электрического подключения кожуха к трубе через разъемную перемычку и регулируемое электрическое сопротивление; величина этого сопротивления должна быть определена расчетом. В грунтах низкой и средней коррозионной агрессивности, определяемой по ГОСТ 9. 602, требуемую величину защитного потенциала определяют по результатам изысканий и уточняют при пусконаладочных работах Р Газпром 9. 2 -025 -2013 8. 2. 4 Проверка состояния противокоррозионной защиты трубопроводов на переходах под автомобильными и железными дорогами включает в себя: - измерение потенциалов трубопровода и кожуха (при наличии); - измерение показаний устройств контроля скорости коррозии; - измерение сопротивления «труба-кожух» ; - измерения силы тока протекторной установки. При необходимости проводят определение наличия и местоположения прямого электрического контакта «трубопровод–кожух» , определение защищенности кожуха. 18

Расчет УПЗ на участках пересечения с железными и автомобильными дорогами СТО Газпром 9. 2 Расчет УПЗ на участках пересечения с железными и автомобильными дорогами СТО Газпром 9. 2 -003 -2009 8. 4 ЭХЗ трубопроводов на участках пересечения с железными и автомобильными дорогами и водными преградами 8. 4. 1 При расчете электрохимической защиты трубопроводов на участках пересечения с железными и автомобильными дорогами следует предусматривать электрохимическую защиту кожухов (патронов) с использованием протекторов. В случае большой протяженности, при неудовлетворительном состоянии защитного покрытия кожуха и возможности обеспечения внешнего электроснабжения могут быть применены маломощные установки катодной защиты. 8. 4. 2 Расчет параметров протекторной защиты кожухов следует проводить в соответствии с методикой, приведенной в 7. 4. 8. 4. 3 Силу тока в цепи «протектор – кожух» Iпк, А, вычисляют по формуле (8. 6) где Uп – стационарный потенциал протектора, В; Ueк – естественная разность потенциалов кожух – земля, В; Uкзм – минимальная защитная наложенная разность потенциалов кожух – земля, В, которую вычисляют по формуле Uкзм = Uм – Uек, (8. 7) где Uм – минимальный защитный потенциал кожуха, В; Ueк – естественная разность потенциалов кожух – земля, В; Rпк – сопротивление цепи «протектор-кожух» , Ом, которое определяют по формуле Rпк = Rпp + Rpп. (8. 8) Если значения Uп и Uек неизвестны, то разность потенциалов Uп–Uек для магниевых протек торов следует принимать равной 1 (одному) В. 8. 4. 4 Длина участка кожуха lзкп, м, защищаемая одним протектором, на конец планируемого периода, равна (8. 9) где Rпнк – начальное значение переходного сопротивления кожуха, Ом·м 2; DК – диаметр кожуха, м. 19

УПЗ на участках пересечения с железными и автомобильными дорогами 8. 4. 5 Количество протекторов, УПЗ на участках пересечения с железными и автомобильными дорогами 8. 4. 5 Количество протекторов, необходимое для защиты кожуха, Nп, шт. , определяют по формуле (8. 10) где lк – длина кожуха, м. 8. 4. 6 Количество протекторов, рассчитанное по формуле (8. 10), необходимо распределить между двумя группами, устанавливаемыми с обоих концов кожуха. При невозможности установки протекторов с обоих концов кожуха и длине защитной зоны протекторов больше длины кожуха допускается установка всех протекторов с одного его конца. 8. 4. 7 Параметры протекторной защиты кожухов уточняют при пусконаладочных работах системы электрохимической защиты трубопровода. 8. 4. 8 Расчет электрохимической защиты кожуха с помощью маломощных катодных установок производится в соответствии с методикой, приведенной в 7. 2. 8. 4. 9 Входное сопротивление кожуха Zвк, Ом, как функцию времени эксплуатации вычисляют по формуле (8. 11) где Rк – продольное сопротивление кожуха, Ом/м, которое вычисляют по формуле (8. 12) где ρк – удельное электрическое сопротивление материала кожуха, Ом·м; δк – толщина стенки кожуха, м; Rпнк – значение переходного сопротивления единицы длины кожуха через t лет, Ом·м. В данном случае переходное сопротивление Rпнк(t), Ом·м, вычисляют по формуле (8. 13) где Rpк – сопротивление растеканию кожуха, Ом·м; Нк– глубина залегания кожуха, м; Rизк – начальное значение сопротивления изоляции кожуха, Ом·м 2. 8. 4. 10 Силу тока катодной установки I, А, вычисляют по формуле (8. 14) где Uкзо – смещение потенциалов кожух – земля в точке дренажа, В, которое определяют по формуле Uкзо = Uо – Uек, (8. 15) где Uо – максимальный защитный потенциал кожуха, В; Uек – естественная разность потенциалов кожух – земля, В. 8. 4. 11 На переходах через водные преграды при меженном горизонте 75 м и более на одном из берегов должна быть предусмотрена установка катодной защиты, размещение которой должно быть не ниже отметок горизонта высоких вод (ГВВ) 10 % обеспеченности, но на расстоянии не более 1 км от уреза воды. 20

УПЗ на участках пересечения с железными и автомобильными дорогами 8. 4. 12 На всех УПЗ на участках пересечения с железными и автомобильными дорогами 8. 4. 12 На всех водных переходах длиной более 500 м необходимо устанавливать КИП для контроля потенциала и силы тока в трубопроводе по обе стороны от перехода. 8. 4. 13 На действующих трубопроводах проектирование и реконструкцию катодной защиты следует производить на основании результатов обследования, которое должно включать измерения смещения потенциала на одном из берегов при включении и выключении установки катодной защиты на другом берегу. 21

Срок службы УПЗ СТО Газпром 2 -3. 5 -051 -2006 12. 1. 5 Электрохимическую Срок службы УПЗ СТО Газпром 2 -3. 5 -051 -2006 12. 1. 5 Электрохимическую защиту газопроводов от коррозии следует проектировать для газопровода в целом, с определением на начальный и конечный (не менее 30 лет) периоды эксплуатации следующих параметров: для установок катодной защиты – силы защитного тока и напряжения на выходе катодных станций (преобразователей), а также сопротивления анодных заземлений; для протекторных установок – силы защитного тока и сопротивления протекторов; для установок дренажной защиты – силы тока дренажа. 22

РЕЕСТР оборудования электрохимической защиты, разрешенного к применению в ОАО ≪Газпром≫ 23 РЕЕСТР оборудования электрохимической защиты, разрешенного к применению в ОАО ≪Газпром≫ 23

РЕЕСТР оборудования электрохимической защиты, разрешенного к применению в ОАО ≪Газпром≫ 24 РЕЕСТР оборудования электрохимической защиты, разрешенного к применению в ОАО ≪Газпром≫ 24

СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ! Николай Иванович Петров Начальник отдела планирования Тел. : 719 -5326 E-mail: СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ! Николай Иванович Петров Начальник отдела планирования Тел. : 719 -5326 E-mail: [email protected] ru 25