Установки протекторной защиты ООО «Газпром Трансгаз Санкт. Петербург»
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. 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. 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 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 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 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 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 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 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 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 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 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, 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. 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 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 -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 -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 -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, 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 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 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≫ 24
СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ! Николай Иванович Петров Начальник отдела планирования Тел. : 719 -5326 E-mail: Petrov@Gazprom. ru 25
Скачать презентацию Установки протекторной защиты ООО Газпром Трансгаз Санкт Петербург
e204a43411cbe5a570f4b08b6bea7f15.ppt