Коррозия подземных трубопроводов является одной из основных причин их разгерметизации вследствие образования каверн, трещин и разрывов.
Коррозия металлов, т.е. их окисление — это переход атомов металла из свободного состояния в химически связанное, ионное. При этом атомы металла теряют свои электроны, а окислители их принимают.
На подземном трубопроводе за счет неоднородности металла трубы и гетерогенности грунта (как по физическим свойствам, таки по химическому составу) возникают участки с различным электродным потенциалом, что обуславливает образование гальванических коррозионных элементов.
Важнейшими видами коррозии являются: поверхностная (сплошная по всей поверхности), местная в виде раковин, язвенная (питтинговая), щелевая, межкристаллитная и усталостное коррозионное растрескивание. Два последних вида коррозии представляют наибольшую опасность для подземных трубопроводов.
Поверхностная коррозия лишь в редких случаях приводит к повреждениям, тогда как по причине язвенной коррозии происходит наибольшее число повреждений.
Коррозионная ситуация, в которой находится металлический трубопровод в грунте, зависит от большого количества факторов, связанных с грунтовыми и климатическими условиями, особенностями трассы, условиями эксплуатации. К таким факторам относятся:
- влажность грунта,
- химический состав грунта,
- кислотность грунтового электролита,
- температура транспортируемого газа
Наиболее сильным отрицательным проявлением блуждающих токов в земле, вызываемое электрифицированным рельсовым транспортом постоянного тока, является электрокоррозионное разрушение трубопроводов. Интенсивность блуждающих токов и их влияние на подземные трубопроводы зависит от таких факторов, как:
- переходное сопротивление рельс-земля;
- продольное сопротивление ходовых рельсов;
- количество поездов на перегоне;
- расстояние между тяговыми подстанциями;
- потребление тока электропоездами;
- число и сечение отсасывающих линий;
- удельное электрическое сопротивление грунта;
- расстояние и расположение трубопровода относительно пути;
- переходное и продольное сопротивление трубопровода.
Следует отметить, что блуждающие токи в катодных зонах оказывают защитное воздействие на сооружение, поэтому в таких местах катодная защита трубопровода может быть осуществлена без больших капитальных затрат.
Коррозия и защита металлов
... или внутренних (остаточных) напряжений и их распределение в металле изделия. На коррозию сталей и других металлов, особенно в контакте с грунтом (землей), могут влиять продукты жизнедеятельности микроорганизмов, значительно ...
1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ УСТРОЙСТВА ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ И ПЛАНОВ ЛОКАЛИЗАЦИИ И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ
коррозия трубопровод стальной подземный
Техническое обслуживание установок ЭХЗ, не оборудованных автоматизированными системами управления, должно проводиться не реже:
- двух раз в месяц — для катодных;
- четырех раз в месяц — для дренажных;
- одного раза в шесть месяцев — для протекторных.
При наличии автоматизированных систем управления, отвечающих требованиям , периодичность проведения технического обслуживания установок ЭХЗ может устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно.
При техническом обслуживании катодных и дренажных установок ЭХЗ должны выполняться следующие виды работ:
- контроль режимов работы (измерение напряжения, величины тока на выходе преобразователя);
- измерение защитных потенциалов в точках подключения к защищаемому сооружению;
- оценка непрерывности работы;
- осмотр контактных соединений, анодных заземлений, узлов и блоков преобразователей, выявление обрывов кабельных линий;
- проверка наличия и состояния знаков привязки на местности анодного заземления и точек подключения к защищаемым сооружениям, наличие и состояние маркировочных бирок кабельных линий.
На протекторных установках защиты должно выполняться техническое обслуживание с проверкой эффективности их работы.
Результаты технического обслуживания установок ЭХЗ должны оформляться записями в эксплуатационных журналах, составленных по форме, приведенной в приложении К.
Техническое обслуживание электроизолирующих соединений и проверка их диэлектрических свойств должны проводиться со следующей периодичностью:
- неразъемных по диэлектрику — в сроки, установленные требованиями документации изготовителя;
- фланцевых — не реже одного раза в год.
Результаты технического обслуживания электроизолирующих соединений должны быть оформлены документацией по формам, установленным стандартами эксплуатационных организаций.
Проверка эффективности работы установок катодной и дренажной защиты должна проводиться не реже, чем два раза в год, с интервалом не менее 4 мес.
При проверке эффективности работы катодных и дренажных установок защиты должны выполняться следующие виды работ:
- все работы, предусмотренные при техническом обслуживании;
- измерения защитных потенциалов в опорных точках по трассе защищаемого сооружения;
- контроль распределения тока между защищаемыми сооружениями в блоках совместной защиты.
При техническом обслуживании с проверкой эффективности работы протекторных установок
должны выполняться следующие виды работ:
- контроль режима работы (измерение силы тока в цепи «протектор — защищаемое сооружение»;
- разность потенциалов между протектором и защищаемым сооружением);
- измерение защитных потенциалов в точке подключения к защищаемому сооружению и в опорных точках по трассе защищаемого сооружения;
- измерение потенциала «протектор — земля»;
- осмотр контактных соединений.
Порядок проведения и объем необходимых измерений при проверке эффективности установок ЭХЗ устанавливаются методикой, утвержденной в установленном порядке.
Результаты проверки эффективности работы установок ЭХЗ должны быть оформлены документацией по формам, установленным методикой проведения работ.
Выпускной квалификационной работы: Анализ эффективности проведения ...
... нефтедобычи. Значительный опыт ГРП уже накоплен на Приобском месторождении. Анализ выполненных на месторождении ГРП указывает на высокую эффективность для месторождения данного вида интенсификации добычи, несмотря на ... oкруге, что cтало возможным в cвязи с ростом объёмов геологоразведочных работ и нефтедобычи. Наибoлее кpупные разрабатываeмые близлeжащие меcторождения: Салымское, расположенное в ...
Корректировка режимов работы средств ЭХЗ должна проводиться:
- при изменении рабочих параметров преобразователя;
— при изменении коррозионных условий эксплуатации газопроводов, связанных с прокладкой новых подземных сооружений, изменением конфигурации газовой и рельсовой сетей в зоне действия защиты, строительством установок ЭХЗ на смежных коммуникациях.
Дефекты и неисправности, выявленные при техническом обслуживании установок ЭХЗ, должны устраняться при текущем или капитальном ремонте. Классификация работ должна выполняться с учетом требований законодательства и стандартов организаций.
Ремонт установок ЭХЗ должен проводиться по результатам проведения технического обслуживания и проверки эффективности их работы.
Срок ремонта вышедшей из строя установки ЭХЗ должен определяться эксплуатационной организацией, исходя из возможности обеспечения защитного потенциала на газопроводе соседними установками (перекрытие зон защиты).
Перекрытие зоны защиты вышедшей из строя установки ЭХЗ должно быть оформлено документами по формам, установленным стандартами организаций
Внеплановый ремонт установок ЭХЗ должен проводиться для устранения причин отказов в процессе их эксплуатации и оформляться соответствующим актом с указанием причины его проведения.
Эксплуатационная организация должна вести учет числа и времени простоев установок ЭХЗ в процессе их эксплуатации. Суммарная продолжительность перерывов в работе установок ЭХЗ не должна превышать 14 суток в течение года.
Для сокращения перерывов в работе установок ЭХЗ в эксплуатационных организациях должен создаваться резервный фонд преобразователей катодной и дренажной защиты в объеме, установленном стандартом организации.
Сведения о проведении текущего ремонта средств ЭХЗ должны оформляться записями в эксплуатационных журналах, о проведении капитального ремонта — в эксплуатационных паспортах установок ЭХЗ.
На участках подземных газопроводов, не требовавших на стадии их проектирования электрохимической защиты в соответствии с ГОСТ 9.602, должны выполняться следующие работы по проверке коррозионных условий их эксплуатации:
- контроль опасности блуждающих токов с периодичностью не реже одного раза в два года;
- контроль коррозионной агрессивности грунтов с периодичностью не реже одного раза в пять лет.
Контроль состояния переходов газопроводов под автомобильными и железными дорогами с целью определения наличия (отсутствия) контакта «труба-футляр» должен проводиться электрометрическим методом с периодичностью два раза в год.
При эксплуатации средств ЭХЗ должны выполняться работы по техническому обслуживанию и ремонту, установленные.
Оценка эффективности противокоррозионной защиты подземных газопроводов
Эффективность противокоррозионной защиты стальных подземных газопроводов должна осуществляться на основании следующих данных:
- проверки эффективности работы средств ЭХЗ;
- оценки защищенности газопроводов от электрохимической коррозии по протяженности и по времени;
- обследования во всех шурфах, отрываемых в процессе эксплуатации.
Для оценки эффективности могут использоваться дополнительные данные, полученные при других обследованиях, виды и объем которых устанавливаются стандартами организаций.
Современные технологии защиты трубопровода от коррозии
В своей курсовой работе для защиты от коррозии газопровода я использую пассивную и активную защиты. В качестве пассивной защиты я предлагаю применить новый тип изоляционного покрытия “Пластобит” В связи с ... Продлить его можно в основном четырьмя способами, которые широко используются в практике: изоляция поверхности металлических изделий от агрессивной среды; воздействие на металл с целью повышения ...
В шурфах, отрываемых для ремонта коррозионных повреждений и дефектов изоляционных покрытий, должны выполняться следующие работы:
- визуальный контроль состояния изоляционного покрытия (складки, гофры, зоны отслаивания, сквозные дефекты и т. п.);
- определение переходного сопротивления, адгезии и сплошности изоляции;
- определение характера, размеров и расположения повреждений изоляционного покрытия, включая сквозные дефекты;
- определение количества, глубины, площади и расположения по периметру газопровода коррозионных повреждений металла трубы;
- отбор проб грунта для определения коррозионной агрессивности, включая биокоррозионную агрессивность;
- измерение потенциала при включенной и отключенной ЭХЗ.
По результатам обследования оформляется акт по форме, приведенной в приложении У, проводится анализ причин возникновения коррозионных повреждений и разрабатываются мероприятия по
повышению эффективности противокоррозионной защиты газопроводов.
В шурфах, отрываемых сторонними организациями при производстве земляных работ в зоне прокладки газопровода, должен проводиться визуальный контроль состояния изоляционного покрытия. Выполнение дополнительных работ по контролю состояния изоляционного покрытия и металла труб может устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно.
Электрохимическая защита должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную по времени катодную поляризацию газопровода на всей его протяженности и на всей поверхности.
Защищенность газопровода от электрохимической коррозии должна оцениваться по протяженности и по времени.
Защищенность газопровода по протяженности должна определяться как соотношение длин участков, имеющих защитные потенциалы не менее требуемых значений, и общей длины защищаемого газопровода.
Защищенность газопровода по времени должна определяться как соотношение суммарного времени (часы, сутки) нормальной работы в установленном режиме всех средств защиты в течение года и продолжительности календарного года (часы, сутки).
Комплексный показатель защищенности газопровода вычисляют по произведению его защищенности по протяженности на защищенность по времени.
Оценка эффективности противокоррозионной защиты стальных подземных газопроводов должна проводиться ежегодно.
Результаты оценки эффективности противокоррозионной защиты газопроводов должны использоваться для прогнозирования их коррозионного состояния и разработки мероприятий по повышению
эксплуатационной надежности системы противокоррозионной защиты.
1.1 Описание способов пассивной защиты газопровода от коррозии
Продлить срок службы трубопроводов можно, применяя следующие способы защиты:
- изоляцию поверхности металлических изделий от агрессивной среды (пассивная защита), т.е. нанесение на поверхность Me слоя химически инертного, относительно металла и агрессивной среды, вещества с высокими диэлектрическими свойствами;
- воздействие на металл с целью повышения его коррозионной устойчивости, т.е.
обработка его окислителями, вследствие чего на его поверхности образуется плёнка из продуктов коррозии, например, травление стали персульфатом аммония (NH4SO8) при этом на поверхности стали образуется продукт коррозии — магнетит, что увеличивает сопротивление высокопрочных сталей коррозионному растрескиванию (в щелочных средах);
Коррозия, ее виды. Защита от коррозий
... характер распространения блуждающих токов вдоль трассы нефтепровода. Основной способ защиты нефтепроводов от коррозии - качественная, надежная наружная изоляция. 2 ПРИМЕНЕНИЕ ИЗОЛЯЦИОННЫХ МАТЕРИАЛОВ И ПОКРЫТИЙ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ОТ АТМОСФЕРНОЙ И ПОЧВЕННОЙ КОРРОЗИИ Изоляционные покрытия, применяемые ...
- нанесение на металл конструкции из малостойкого металлического тонкого слоя другого металла, которые обладают меньшей скоростью коррозии в данной среде, например, горячее алюминирование, оцинкование, хромирование;
-воздействие на ОС с целью снижения её агрессивности, т.е. введение в среду ингибитора (замедлителей) коррозии. К этому способу можно отнести очистку воздуха от примесей и осушку его, обработку почвы ядохимикатами, снижают интенсивность жизнедеятельности микроорганизмов, что уменьшает опасность биокоррозии и т.д.
Пассивные способы защиты предусматривают изоляцию наружной поверхности трубы от контакта с грунтовыми водами и от блуждающих электрических токов, которая осуществляется с помощью противокоррозионных диэлектрических покрытий, обладающих водонепроницаемостью, прочным сцеплением с металлом, механической прочностью. Для изоляции трубопроводов применяют покрытие на битумной основе, на основе полимеров и лаков.
Изоляционные покрытия, применяемые на трубопроводах, должны удовлетворять следующим основным требованиям:
- обладать высокими диэлектрическими свойствами;
- быть сплошными;
- обладать хорошей адгезией (прилипаемостью) к металлу трубопровода;
- быть водонепроницаемыми;
- обладать высокой механической прочностью и эластичностью;
- высокой биостойкостью;
- быть термостойкими (не размягчаться под воздействием высоких температур и не становиться хрупкими при низких);
- конструкция покрытий должна быть сравнительно простой, а технология их нанесения — допускать возможность механизации.
Материалы, входящие в состав покрытия, должны быть недефицитными, а само покрытие — недорогим, долговечным.
Противокоррозионную защиту подземных трубопроводов осуществляют:
- покрытиями на основе полимерных материалов (полиэтилена, термоусаживающихся и термореактивных полимеров, эпоксидных красок и др.), наносимыми в заводских или базовых условиях;
- покрытиями на основе термоусаживающихся материалов, полимерных липких лент, битумных и асфальтосмолистых мастик, наносимыми в базовых и трассовых условиях.
Государственный стандарт по защите от коррозии рекомендует 22 конструкции защитных покрытий трубопроводов нормального и усиленного типов. Покрытия усиленного типа значительно более разнообразны по конструкции (их 19).
К ним предъявляются повышенные требования по таким показателям, как прочность и относительное удлинение при разрыве, адгезия к стали, переходное сопротивление и др.
Усиленный тип защитных покрытий применяется на трубопроводах диаметром 820 мм и более независимо от условий прокладки, а также независимо от диаметра трубопроводов при прокладке их в зонах повышенной коррозионной опасности:
- в засоленных почвах любого района страны;
- в болотистых, заболоченных, черноземных и поливных почвах, а также на участках перспективного обводнения или орошения;
- на подводных переходах и в поймах рек, а также на переходах через железные и автомобильные дороги;
- на участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлака;
- на участках блуждающих токов источников постоянного тока;
- на участках трубопроводов с температурой транспортируемого продукта выше 30 °С;
- на территориях насосных станций;
- на пересечениях с различными трубопроводами;
- на участках трубопроводов, прокладываемых вблизи рек, каналов, озер, водохранилищ, а также населенных пунктов и предприятий.
Во всех остальных случаях применяются защитные покрытия нормального типа.
Катодная защита трубопроводов
... адгезию покрытия к металлу. Схема катодной защиты трубопровода. 1. катодная станция; 3. анодное заземление; 2. защищаемый трубопровод; 4. дренажные линии. Работа катодной станции заключается в том, что отрицательный полюс катодной станции соединен с трубопроводом и трубопровод поляризуется ...
В зависимости от используемых материалов различают мастичные, полимерные и комбинированные покрытия.
Мастичные покрытия
К мастичным относятся покрытия на основе битумных и асфальтосмолистых мастик.
Конструкция битумных покрытий сложилась в результате их длительного применения. Сначала идет слой грунтовки, получаемый при нанесении на трубу раствора битума в бензине или дизтопливе. Он заполняет все микронеровности на поверхности металла. Грунтовка служит для обеспечения более полного контакта, а следовательно, лучшей адгезии, между поверхностью металла и основным изоляционным слоем — битумной мастикой.
Битумные мастики представляют собой смесь тугоплавкого битума (изоляционного — БНИ-1У-3, БНИ-IV, БНИ-V; строительного — БН-70/30, БН-90/10), наполнителей (минеральных- асбеста, доломита, известняка, талька; органических — резиновой крошки; полимерных — атактического полипропилена, низкомолекулярного полиэтилена, полидиена) и пластификаторов (полиизобутилена, полидиена, масел соевых, масла зеленого, автола).
Битумную мастику наносят на трубу при температуре 150… 180 °С. Расплавляя холодную грунтовку, мастика проникает во все микронеровности поверхности металла, обеспечивая хорошую адгезию изоляционного покрытия.
Покрытие «Асмол» создано на основе асфальтосмолистых материалов. Оно обладает более высокими физико-механическими свойствами (пластичность, вязкость, адгезия и др.), а также имеет более низкую стоимость по сравнению с битумной мастикой. Высокое значение коэффициента теплопроводности материалов на основе нефтеполимера «Асмол» (на порядок выше, чем у битумов) позволило разработать новую технологию нанесения земельных мастик на трубопроводы в трассовых условиях — путем их экструдирования. Асмольные мастики применимы и для нанесения в условиях трубоизоляционных баз без существенного изменения технологического процесса.
Для защиты слоя битумной мастики она покрывается сверху защитной оберткой (стеклохолстом, бризолом, бикарулом, оберткой ПДБ и ПРДБ).
Изоляционные покрытия на основе битумных мастик применяются при температуре транспортируемого продукта не более 40 °С и на трубопроводах диаметром не более 820 мм.
Полимерные покрытия
Для защиты трубопроводов применяют полимерные покрытия из следующих материалов:
- экструдированного полиолефина;
- полиуретановых смол;
- термоусаживающихся материалов;
- эпоксидных красок;
- полимерных или битумно-полимерных лент.
Полиолефины (полиэтилен, полипропилен и их сополимеры) — это высокомолекулярные углеводороды алифатического ряда, получаемые полимеризацией соответствующих олефинов.
Полиэтилен является продуктом полимеризации газообразного этилена. Он эластичен, обладает высокими механическими диэлектрическими свойствами, морозостойкостью (ниже -70 °С), водостойкостью, устойчивостью к нефти, газу и нефтепродуктам. Однако полиэтилен горюч, имеет низкую адгезию, подвержен старению в процессе эксплуатации (под действием тепла и кислорода воздуха), а также медленно деформируется (под действием нагрузок).
ДНК. Основы генетического материал
... и т. д. (схема 1). Схема 1. Соединение нуклеотидов в молекуле ДНК. ДНК из различных источников отличаются друг от друга по соотношению входящих в их ... передает эту информацию потомству, воспроизводя определенную последовательность оснований в строении индивидуальных ДНК. Поскольку молекулы ДНК очень больших размеров и существует огромное множество возможных неодинаковых последовательностей ...
Для уменьшения горючести полиэтилена в него вводят специальные добавки (оксид сурьмы, хлорированные углеводороды и др.).
Одновременно повышаются его механические свойства. С целью предупреждения старения полиэтилена и соответственного ухудшения физико-механических свойств (уменьшаются морозостойкость, текучесть, относительное удлинение, ударная вязкость, повышается хрупкость) в него при изготовлении вводят стабилизаторы, например фенолы.
Полипропилен является продуктом полимеризации пропилена (газообразного гомолога этилена).
Он обладает более высокой прочностью, жесткостью и теплостойкостью по сравнению с полиэтиленом.
Полиуретаны — это полимеры, получаемые полимеризацией диизоцианатов или полиизоцианатов с соединениями, содержащими активные атомы водорода. Полиуретаны могут быть вязкими жидкостями или твердыми продуктами. Они устойчивы к действию кислот, масел, бензина, обладают высокими адгезией к стали, прочностью при ударе, удельным электросопротивлением и сопротивлением катодному отслаиванию, а также низким водопоглощением. Однако полиуретановые мастики практически непригодны для нанесения в полевых условиях при отрицательных температурах, т. к. имеют длительный период полимеризации, которая протекает только при положительной температуре (до 8 ч при температуре 20 °С).
Кроме того, некоторые марки полиуретановых мастик токсичны.
Основу термоусаживающихся материалов составляет радиационно-вулканизированный полиэтилен трехмерной структуры, который при тепловом воздействии на него обеспечивает усадку изделия на защищаемой поверхности. Термоусаживающиеся материалы применяются в виде оберточных лент, манжет и муфт для изоляции сварных соединений труб с заводской изоляцией. Эпоксидные смолы после отверждения образуют покрытия, характеризующиеся высокой адгезией к металлам, механической прочностью, тепло-, водо- и химической стойкостью, хорошими диэлектрическими показателями. Защитные свойства эпоксидных смол существенно зависят от вида отвердителя, который предопределяет способ их сушки: горячий или холодный (при температуре 15.. .20 °С).
К недостаткам тонкопленочных эпоксидных покрытий относятся относительно низкая ударная прочность и недостаточная стойкость к катодному отслаиванию.
Полимерные ленты в сравнении с мастиками более технологичны при нанесении и позволяют в значительной степени механизировать этот процесс. Кроме того, они обладают высокими диэлектрическими свойствами.
Изоляционные ленты выпускают на основе полиэтилена или поливинил-хлорида (ПВХ).
Они состоят из полимерной пленки-основы, на которую нанесен подклеивающий липкий слой. Основа ленты обладает необходимыми механическими и диэлектрическими свойствами, а подклеивающий слой обеспечивает требуемую адгезию с металлом трубы и герметизацию нахлеста между слоями ленты.
Большим недостатком липких полимерных лент является постепенная утрата адгезии к металлу. Поэтому примерно через 5 лет после их нанесения металл оказывается не защищенным от коррозии. Другой недостаток ленточных покрытий — образование так называемых «шатровых пустот» в околошовной зоне, которые в дальнейшем становятся очагами коррозии.
Аварии и их ликвидации на трубопроводном транспорте
... трубопровода. Рисунок SEQ Рисунок * ARABIC 1 – Причины возникновения аварий на трубопроводном транспорте Коррозия – это самопроизвольное разрушение металлов и сплавов в результате химического, электрохимического ... так же в выделении средств на ликвидацию аварий. Наиболее эффективная защита от коррозии на 80% заключается в правильности подготовки поверхности, и на оставшиеся 20% - в качественном ...
Тип полимерного покрытия выбирается в зависимости от условий его эксплуатации. Одним из определяющих параметров является температура транспортируемого продукта Тп. Так, усиленное ленточное покрытие применяется при Т < 40 °С, покрытие на основе экструдированного полиолефина — не более 60 °С; на основе термостойких полимерных лент, полиуретановых смол, эпоксидных красок — не более 80 °С, на основе термоусаживающихся материалов — до 100 °С. Есть ограничения по применению изоляционных материалов в зависимости от диаметра трубопровода. Так, некоторые типы ленточных полимерных покрытий и покрытия на основе эпоксидных красок применяются на трубах диаметром не более 820 мм, покрытия же на основе экструдированного полиолефина и на основе полиуретановых смол допускаются к применению на трубопроводах диаметром от 273 до 1420 мм.
На участках со сложными почвенно-климатическими условиями, и особенно на подводных переходах, где трубы нередко укладываются методом протаскивания, к изоляционным покрытиям предъявляются особо высокие требования: значительная механическая прочность, низкая степень истираемости, высокая адгезия к металлу, химическая стойкость, долговечность. В этих условиях очень привлекательно выглядят антикоррозионные покрытия из полиуретанов. Данный материал обладает высокими изолирующими свойствами, значительной твердостью, эластичностью, чрезвычайно высоким сопротивлением истиранию, царапанию и биоповреждениям. Кроме того, полиуретаны стойки к воде, растворам солей и обладают хорошей адгезией к металлам.
Комбинированные покрытия
На протяжении многих лет в нашей стране наряду с мастичными широко применялись покрытия на основе липких полимерных лент. Опыт их использования показал, что они очень технологичны (простота нанесения, удобство механизации работ), однако легко уязвимы — острые выступы на поверхности металла, острые камешки легко прокалывают такую изоляцию, нарушая ее сплошность. С этой точки зрения хороши покрытия на основе битумных мастик, проколоть которые достаточно сложно. Однако с течением времени битумные мастики «стареют»: теряют эластичность, становятся хрупкими, отслаиваются от трубопроводов.
ВНИИСПТнефть (ныне ИПТЭР) разработал конструкцию комбинированного изоляционного покрытия «Пластобит», лишенную указанных недостатков. Покрытие представляет собой комбинацию битумного и пленочного покрытий: на слой грунтовки наносится битумная мастика толщиной 3.. .4 мм, которая сразу же обматывается поливинилхлоридной пленкой без подклеивающего слоя. Величина нахлеста регулируется в пределах 3…6 см. В момент намотки полимерного слоя часть мастики выдавливается под нахлест, что обеспечивает герметизацию мест нахлеста.
Полимерный слой в конструкции покрытия «Пластобит» играет роль своеобразной «арматуры», которая обеспечивает независимо от срока службы сохранение целостности основного изоляционного слоя — битумного. В свою очередь, прокол полимерной пленки не приводит к нарушению целостности покрытия, так как слой битумной мастики имеет достаточно большую толщину. Более того, опыт эксплуатации покрытия «Пластобит» показывает, что в местах мелких сквозных повреждений полимерной части имеет место «самозалечивание», выражающееся в вытекании части мастики через это отверстие и застывание ее в виде грибка над местом повреждения.
Протекторная защита магистрального газопровода от коррозии
... протекторной защиты магистральных трубопроводов от коррозии Протекторные установки предназначены: для защиты от почвенной коррозии участков большой протяженности, удаленных от источников электроснабжения, где нецелесообразно применение катодной защиты внешним ... молекулярная масса 24,32 65,38 26,97 Валентность 2 2 3 Электрохимический эквивалент, кг/(А∙год) 3,97 10,7 2,94 Токоотдача, (А∙час)/кг ...
Покрытие «Пластобит» является технологичным с точки зрения нанесения, не требует значительной перестройки применяемой до настоящего времени технологии капитального ремонта, обладает высокими защитными качествами, которые, по утверждению разработчика, не ухудшаются со временем.
Однако относительно высокая текучесть, малая ударная вязкость и слабая несущая способность материала не позволяют использовать покрытие «Пластобит» для труб диаметром более 820 мм.
Новым типом комбинированного изоляционного покрытия является «Армопластобит», отличающееся от «Пластобита» тем, что в нем в качестве армирующего материала вместо стеклохолста используется нитепрошивная стеклосетка. «Армопластобит» допускается использовать на трубопроводах диаметром до 1220 мм включительно.
В последние годы разработаны битумно-полимерные изоляционные ленты для газонефтепроводов, также являющиеся комбинированными. Так, лента ЛИБ (лента изоляционная битумная) представляет собой рулонный материал, состоящий из основы (полимерной пленки), на которую нанесен слой битумной мастики и слой антиадгезива. Покрытие на основе ленты ЛИБ аналогично покрытию типа «Пластобит», но в отличие от последнего наносится холодным способом.
В последние годы разработаны и другие типы комбинированных изоляционных покрытий, сведения о которых приведены в табл. 11.3.
Таблица 1- Сведения о комбинированных покрытиях
1.2 Описание способов активной защиты газопровода от коррозии
Практика показывает, что даже тщательно выполненное изоляционное покрытие в процессе эксплуатации стареет: теряет свои диэлектрические свойства, водоустойчивость, адгезию. Встречаются повреждения изоляции при засыпке трубопроводов в траншее, при их температурных перемещениях, при воздействии корней растений. Кроме того, в покрытиях остается некоторое количество незамеченных при проверке дефектов. Следовательно, изоляционные покрытия не гарантируют необходимой защиты подземных трубопроводов от коррозии. Исходя из этого защита трубопроводов от подземной коррозии независимо от коррозионной активности грунта и района их прокладки должна осуществляться комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты (ЭХЗ).
1.2.1 Катодная защита
Катодная защита заключается в наведении на трубопровод специальными установками внешнего электрического поля, создающего катодный потенциал на поверхности трубы. При такой защите коррозионному разрушению подвергается электрически подключенный к защищаемому трубопроводу 1 анод 3, изготовленный из электропроводных материалов.
Защита магистральных трубопроводов от почвенной коррозии осуществляется катодной поляризацией поверхности трубы установками катодной защиты (автоматическими и неавтоматическими).
Для расчета установок катодной защиты необходимо при проведении электрометрических работ получить данные об удельном электрическом сопротивлении грунта в поле токов катодной защиты, а также в месте установки анодного заземления, иметь данные по характеристике трубопровода, ввиду изоляционного покрытия и наличию источников электроснабжения.
Основными параметрами установки катодной защиты являются сила тока и длина защитной зоны, в зависимости от которых принимаются мощность установки, тип и число анодных заземлителей, длина дренажных линий.
Принципиальная схема катодной защиты изображена на рис. 2
Рисунок 2 — Принципиальная схема катодной защиты трубопровода: 1 — источник постоянного тока; 2 — изолированный электропровод; 3 — трубопровод с поврежденной изоляцией; 4 — анод (заглубленное железо); 5 — дренаж (соединение тела трубы с электропроводом)
1.2.2 Протекторная защита
Протекторная защита относится к электрохимическому виду защиты трубопровода от коррозии и основана на принципе работы гальванического элемента. Она автономна, благодаря чему может использоваться в районах, где отсутствуют источники электроэнергии.
Принципиальная схема протекторной защиты изображена на рис. 3. Наиболее распространенными протекторами являются магниевые, потенциал которых Епр до подключения их к трубопроводу составляет — 1,6 В. Минимальный расчетный защитный потенциал Emin p составляет, так же, как и для катодной защиты — 0,85 В, естественный потенциал трубопровода по отношению к медносульфатному электроду сравнения Еест = — 0,55 В. Для повышения эффективности работы протектора его погружают в специальную смесь солей, называемую активатором.
При протекторной защите к защищаемому трубопроводу присоединяют металлический протектор 5 (анодный электрод), и имеющий более вязкий электрический потенциал, чем потенциал металла трубопровода. С применением протекторной защиты трубопровод принимает полярность катода, а протектор — анода.
Рисунок 3 — Принципиальная схема протекторной защиты
Принцип действия протекторной защиты аналогичен работе гальванического элемента.
Два электрода (трубопровод и протектор, изготовленный из более электроотрицательного металла, чем сталь) опущены в почвенный электролит и соединены проводником. Так как материал протектора является более электроотрицательным, то под действием разности потенциалов происходит направленное движение электронов от протектора к трубопроводу по проводнику. Одновременно ион-атомы материала протектора переходят в раствор, что приводит к его разрушению. Сила тока при этом контролируется с помощью контрольно-измерительной колонки.
Таким образом, разрушение металла все равно имеет место, но не трубопровода, а протектора.
1.2.3 Электродренажная защита
Значительную опасность для магистральных трубопроводов представляют блуждающие токи электрифицированных железных дорог, которые в случае отсутствия защиты трубопровода вызывают интенсивное коррозионное разрушение в анодных зонах. Наиболее эффективным способом защиты от блуждающих токов является электродренажная защита, основной принцип которой состоит в устранении анодных зон путем отвода (дренажа) блуждающих токов от них в рельсовую часть цепи электротяги, имеющей отрицательный или знакопеременный потенциал.
Применяют прямой, поляризованный и усиленный дренажи.
Прямой электрический дренаж — это дренажное устройство двусторонней проводимости. Схема прямого электрического дренажа включает в себя: реостат, рубильник, плавкий предохранитель и сигнальное реле. Сила тока в цепи «трубопровод-рельс» регулируется реостатом. Если величина тока превысит допустимую величину, то плавкий предохранитель сгорит, ток потечет по обмотке реле, при включении которого срабатывает звуковой или световой сигнал.
Прямой электрический дренаж применяется в тех случаях, когда потенциал трубопровода постоянно выше потенциала рельсовой сети, куда отводятся блуждающие токи. В противном случае дренаж превратится в канал для натекания блуждающих токов на трубопровод.
Поляризованный электрический дренаж — это дренажное устройство, обладающее односторонней проводимостью. От прямого дренажа поляризованный отличается наличием элемента односторонней проводимости (вентильный элемент) ВЭ. При поляризованном дренаже ток протекает только от трубопровода к рельсу, что исключает натекание блуждающих токов на трубопровод по дренажному проводу.
Усиленный дренаж применяется в тех случаях, когда нужно не только отводить блуждающие токи с трубопровода, но и обеспечить на нем необходимую величину защитного потенциала. Усиленный дренаж представляет собой обычную катодную станцию, подключенную отрицательным полюсом к защищаемому сооружению, а положительным — не к анодному заземлению, а к рельсам электрифицированного транспорта.
Следует отметить, что контуры защитных заземлений технологического оборудования, расположенного на КС, ГРС, НПС и других аналогичных площадках, не должны оказывать экранирующего влияния на систему электрохимической защиты подземных коммуникаций.
Сооружение устройств электрохимической защиты отличается широким фронтом работ, растянутым на многокилометровой трассе магистрального трубопровода, наличием труднопроходимых для колесного транспорта участков, а также многочисленностью строительно-монтажных операций.
Эффективная работа электрохимической защиты возможна только при высоком качестве монтажа всех конструктивных элементов. Для этого требуются научно обоснованная организация работ, максимальная механизация и высокая квалификация строительно-монтажных рабочих. Так как для защиты трубопроводов применяется ограниченное число типов установок, а элементы электрохимической защиты являются в основном типовыми, следует производить предварительную заготовку основных монтажных узлов и блоков в заводских условиях.
Для сооружения электрохимической защиты магистральных трубопроводов от коррозии применяются средства и установки катодной, электродренажной, протекторной защиты, электрические перемычки, контрольно-измерительные пункты и конструктивные узлы типовых проектов.
Работы по сооружению электрохимической защиты необходимо осуществлять в две стадии. На первой стадии необходимо выполнять следующие работы:
- разметку трасс участка производства работ, ЛЭП и кабелей, подготовку строительной площадки;
- выбор и обустройство места для хранения оборудования, монтажных узлов, деталей, метизов, инструментов и материалов;
- доставку техники, машин и механизмов;
- подготовку участка для производства работ;
- доставку оборудования установки катодной защиты, монтажных узлов, деталей, метизов, инструмента, приспособлений и материалов;
- разработку грунта в траншеях и котлованах. Обратную засыпку с трамбовкой после установки оборудования и кабелей до уровня, указанного в рабочей документации;
- сооружение анодных и защитных заземлений, монтаж и укладку протекторов;
- прокладку подземных коммуникаций;
- монтаж катодных и контрольных электрических выводов от трубопроводов, а также контактных соединений анодных, защитных заземлений и протекторных выводов;
- установку и закладку в сооружаемые фундаменты несущих опорных конструкций для монтажа оборудования.
Работы первой стадии следует вести одновременно с основными строительными работами по технологической части трубопровода.
Во второй стадии необходимо осуществлять работы по установке оборудования, подключение к нему электрических кабелей, проводов и индивидуальное опробование электрических коммуникаций и установленного оборудования.
Работы второй стадии должны быть выполнены, как правило, после окончания основных видов строительных работ и одновременно с работами специализированных организаций, осуществляющих пуск, опробование и наладку средств и установок электрохимической защиты по совмещенному графику.
Пуск, опробование и наладку средств и установок электрохимической защиты проводят с целью проверки работоспособности как отдельных средств и установок ЭХЗ, так и системы электрохимической защиты, ввода ее в действие и установления режима, предусмотренного проектом для обеспечения электрохимической защиты участка подземного трубопровода от внешней коррозии в соответствии с действующей нормативно-технической документацией.
Обслуживание установок электрохимической защиты в процессе эксплуатации должно осуществляться в соответствии с графиком технических осмотров и планово-предупредительных ремонтов. График должен включать в себя определение видов и объемов технических осмотров и ремонтных работ, сроки их проведения, указания по организации учета и отчетности о выполненных работах.
Основное назначение работ по профилактическим осмотрам и планово-предупредительным ремонтам — содержание электрохимической защиты в состоянии полной работоспособности, предупреждение преждевременного износа и отказов в работе.
1.3 Описание плана локализации и ликвидации аварии
План ликвидации аварий (ПЛА) — документ, устанавливающий основные требования по организации локализации и ликвидации аварий. ПЛА разрабатывается на объектах, возможные аварии на которых могут причинить вред здоровью и жизни людей, нанести ущерб производственному оборудованию и помещению, а так же привести к экологическим катастрофам.
Разработка плана локализации и ликвидации аварий
В соответствии с требованиями статьи 9 №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана осуществлять мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварий на опасном производственном объекте, оказывать содействие государственным органам в расследовании причин аварии.
На основании п. 2.7 Общих правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств (утв. Приказом Ростехнадзора №96 от 11.03.2013г.) для каждого ОПО химической, нефтехимической и нефтегазоперерабатывающей промышленности должен разрабатываться План локализации и ликвидации аварий (ПЛА).
В соответствии с п. 4 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности (утв. Приказом Ростехнадзора №101 от 12.03.2013г.) для опасных производственных объектов нефтегазодобывающих производств необходима разработка планы локализации и ликвидации последствий аварий.
ПЛА разрабатывается на основании Рекомендаций по разработке планов локализации и ликвидации аварий на взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектах (утв. Приказом Ростехнадзора №781 от 26.12.2012г.)
Назначение плана локализации и ликвидации аварий ПЛА разрабатывается с целью: планирования действий персонала ОПО и специализированных служб на различных уровнях развития ситуаций; определения готовности организации к локализации и ликвидации аварий на ОПО; выявления достаточности принятых мер по предупреждению аварий на объекте; разработки мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на ОПО.
Содержание типового плана
ПЛА разрабатывается по следующей структуре:
- титульный лист;
- оглавление;
- ПЛА уровня «А»;
- ПЛА уровня «Б»;
- приложения в составе:
- схема оповещения об аварии;
- список оповещения работников ОПО, их подразделений и сторонних организаций, которые немедленно извещаются диспетчером организации об аварии;
- инструкция по безопасной остановке технологического процесса;
- действия ответственного руководителя и работников ОПО по локализации и ликвидации аварий и их последствий;
- список инструмента, материалов, приспособлений и средств индивидуальной защиты;
- порядок изучения ПЛА и организация учебных занятий;
- расчетно-пояснительная записка к ПЛА, которая оформляется в виде отдельной книги.
Согласование и утверждение
ПЛА согласовывается с руководителями всех специализированных служб, задействованных в соответствии с оперативной частью ПЛА в работах по локализации и ликвидации аварий, вводится в действие приказом по организации.
Срок действия
ПЛА пересматривается и переутверждается не реже чем один раз в 5 лет, а также после аварии по результатам технического расследования причин аварии.
2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ КАТОДНОЙ УСТАНОВКИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДОВ ГАЗА НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НУЖДЫ
2.1 Характеристика газифицируемого квартала города
Квартал газоснабжается природным газом низкого давления через уличную сеть, спроектированную из стальных труб с учетом допустимых потерь давления в сети.
Газификации полежит квартал расположен в городе Казань состоящий из:
- 5 домов по 4 секции.
- 1 дома по 5 секций.
- 1 дома по 2 секции.
Газоснабжение жилых домов осуществляется от сети низкого давления через ШРП.
Сеть спроектированная по тупиковой системе из стальных труб.
Этажность жилых домов составляет:
- 5 секционные по 5 этажей.
- 4 секционные по 5 этажа .
- 2 секционные по 5 этажей .
Квартиры располагаются на лестничной клетке:
- 5 секционные по 3 квартиры.
- 4 секционные по 3 квартиры.
- 2 секционные по 3 квартиры.
Тип газовых приборов:
- плита газовая четырёхкомфорочная (ПГ-4);
- двухконтурный котёл (2КК).
2.2 Гидравлический расчет газопроводов квартала
Гидравлический расчет внутриквартального газопровода производим в следующем порядке:
- Разбиваем трассу газопровода на расчетные участки в зависимости от изменения расхода газа, определяем количество приборов на каждом участке;
- в зависимости от вида и количества приборов определяем коэффициент одновременности действия приборов для каждого участка сети. Определяем расход газа группой приборов плита + водонагреватель, [м3/ч]:
qi = Qп / Qнр (2.1)
где Qп — суммарная тепловая нагрузка бытовых газовых приборов, для четырехконфорочной плиты 37000 кДж/ч, для двухконтурного котла — 120000 кДж/ч;
Qнр — низшая расчетная теплота сгорания газа, [кДж/м3]
qi = (120000+ 19500) / 33520 = 4,16 м3/ч
Вычисляем расчетный расход газа на каждом из участков сети (см. прил. Б), [м3/ч]:
Вр = qi * kо * n (2.2)
где kо — коэффициент одновременности действия приборов (см. прил. А);
- n — число однотипных приборов (групп приборов) на расчетном участке, шт.
Вр1-2 = 4,16 * 0,203 * 60 = 50,66 м3/ч
Вр2-3 = 4,16 * 0,187 * 90 = 70,01 м3/ч
Зная масштаб генплана — М1:500, определяем фактические длины каждого из участков сети (см. прил. В):,
lф 1-2 = 43,1 м;
- lф 2-3 = 32,3 м;
- Расчетная длина участка составит (см. прил. Г), [м]:
lр = lф*1,1 (2.3)
где lф — фактическая длина участка,
lр 1-2 = 43,1*1,1= 47,4 м;
- lр 2-3 = 32,3*1,1= 35,5 м;
По номограмме по средним потерям давления и расчетному расходу газа выбираем оптимальный диаметр трубы для каждого из участков
тупиковой сети, после чего определяем фактическую потерю давления на единицу длины участка. Средняя потеря давления на единицу длины
расчетного направления составляет (см. прил. Д), [Па/м]:
ДНср = ДНдоп/?lр (2.4)
где ДНдоп — величина допустимых потерь давления на расчетном направлении, ДНдоп = 250 Па;
- ?lр — сумма расчетных длин участков направления, м.
ДНср1-2-3-4-5-6-7-8-9-10-11-.12-13-14 = 250 / 444,4= 0,56 Па/м;
- ДНср15-16-17-12 = (250 — (4,8+10,94) / 82,06 = 2,85Па/м;
Действительные потери давления на каждом участке сети определяются, [Па]:
ДНф*lр (2.5)
где ДНф — фактические потери давления на единицу длины участка направления, находят по номограмме, Па/м;
lр — расчетная длина участка, м
Сумма потерь давления по каждому расчетному направлению ?ДНф*lр не должна превышать допустимого значения ДНдоп.
Подробный расчет представлен в таблице 2.1 (см. прил. А.Б,В,Г,Д)
Вывод: так как по каждому расчетному направлению (от ГРП до каждой наиболее удаленной точки) сумма потерь давления на участках не превышает максимально допустимого значения (1200 Па), следовательно, гидравлический расчет тупикового газопровода квартала выполнен верно.
2.2.1 Построение продольного профиля подземного газопровода.
Продольный профиль выполняется от места подключения сети (пикет 0) до самой удалённой точки основной трассы (ПК4+5,1) Газопровод проектируется параллельно рельефу местности. Так как газоснабжение осуществляется от сети с осушенным газом, то минимальный уклон трассы не менее 2‰
Глубина заложения газопровода зависит от глубины промерзания, пучинистости грунта и диаметра газопровода. Так как согласно заданию суглинок является сильно пучинистым то глубина заложения определяется следующим образом.
Н0=K*Hпр+ Шс из+hпост (2.6)
k-0,8 — коэффициент пучения грунта.
Нпр — глубина промерзания
Шс из — максимальный диаметр трубы с изоляцией; принимаем изоляционное покрытие весьма усиленного типа dнmax +0,0018 [м]
Hпост — толщина песчаной постели.
Для стальных труб песчаная постель 01 м.
H0=08,*1,2+(0,159+0,0018)+0,1=1,22 м.
Для начала расчёта в соответствии с профилем местности разбиваем трассу газопровода на участки с одинаковым уклоном. В ключевых точках этих участков задаются оптимальной глубиной заложения.
Определяем отметку дна траншеи в начале и конце участка, [м]:
Zдн трну = Zзфну — Н0 (2.7)
где Zзф — отметка земли фактическая
Zдн трПК0 = 23,1-1,22=21,88 м.
Zдн трПК0=2,8 = 23,15-1,42=21,73 м.
Zдн трку = Zзфку — Н0
Zдн трПК0=2,8 = 23,15-1,42=21,73 м.
Zдн трПК0+13,5 = 23,18-1,22=21,96 м.
Определяем уклон участка траншеи:
i= (Zдн трну — Zдн трку)/lуч*1000 [‰] (2.8)
i=(21,88-21,73)/2,8*1000=60 [‰]
i=(21,73-21,96)/10,7*1000= -30 [‰]
Определяем отметки дна траншеи в промежуточных точках, [м]:
Zдн трпр т = Zдн трну — (i*lот н у до пр т/1000) (2.9)
Zдн трПК0+74,2 = 22,38 — (-20*24,4/1000)=22,87 м.
Zдн трПК0+7,9 = 21,73 — (-30*5,1/1000)=21,89 м.
Глубина заложения промежуточной точки, [м]:
Hпр т = Zзфпр т — Zдн трпр т ? H0 (2.10)
Hпр тПК0+74,2 = 24,1 — 22,87=1,23 ? H0
Hпр тПК0+7,9 = 23,17 — 21,89=1,28 ? H0
Подробный расчет представлен в приложении Е.
Разбиваем трассу на участки с одинаковым диаметром согласно гидравлическому расчёту.
Определяем отметку верха трубы, [м]:
Zв тр = Zдн тр + Шс из+hпос (2.11)
Zв трПК0=21,88+0,159+0,0018+0,1=22,14 м.
Zв трПК0+2,8=21,73+0,159+0,0018+0,1=21,99 м.
Подробный расчет представлен в приложении Ж.
2.3 Проектирование электрохимической защиты вновь построенных трубопроводов
Проектирование эл. Химической защиты вновь прокладываемых трубопроводов осуществляется одновременно с их проектированием.
Защита стальных подземных газопроводов от почвенной коррозии вызываемой блуждающими токами может быть осуществлена путём изоляции трубопровода от контакта с грунтом и путём катодной поляризации металла. Катодную поляризацию проводят так, чтобы исключить её отрицательное воздействие на металлические сооружения. Если невозможно избежать вредного воздействия, необходимо выполнить совместную защиту этих сооружений.
Контрольно-измерительные пункты устанавливают на участках газопровода где ожидаются минимально и максимально допустимые значения поляризационных защитных потенциалов:
- на участках газопроводов ограничивающих заданную зону защиты;
- в пунктах подключения дренажного кабеля газопроводов на участках максимального сближения трубопровода с анодными заземлителями;
- пунктов установки электрических перемычек со смежными подземными коммуникациями.
Определение параметров ЭХЗ производится расчётным путём. Методика расчёта позволяет определить параметры катодной станции и потенциалы заземляемых трубопроводов в контролируемых и неконтролируемых металлических соединениях обеспечивающих электрическую проходимость.
2.4 Методика расчета катодной защиты стальных подземных газопроводов
Определяем площадь поверхности трубопроводов в квартале[м2]:
S=р*di *li (2.12)
где:
di — диаметр сооружения, мм.
li — длина участка сооружения, имеющего диаметр, м.
Sг159=3,14*0,159*361,5=180,4 м2
Sг108=3,14*0,108*79,7=27,0 м2
Sг89=3,14*0,089*38,2=10,6 м2
Sг76=3,14*0,076*123=29,3 м2
Sг=3,14*0,057*28,4=6,8 м2
УS=254,1 м2
Диаметры коммуникаций
Водопровод B1:
основная 90 (0,09) м.
ответвления 50 (0,05) м.
Sв осн=3,14*0,009-122,5=34,62 м2
Sв отв=3,14*0,05-78=12,25 м2
УS=46,8 м2
Таким образом определяем площади по всем трубопроводам
УS= Sг+ Sв (2.13)
УS=254+46,8=300,9 м2
Определяем удельный вес всей поверхности каждого из трубопроводов в общей массе сооружений.
В= Sв/УS*100 (2.14)
Г= Sг/УS*100 (2.15)
В=46,8/300,9*100=15,50%
Г=254,1/300,9*100=84,5%
Определяем плотность поверхности каждого из трубопроводов приходящегося на единицу поверхности территории.
Sтер=Sквартала+25% (2.16)
25% — перспективное расширение квартала.
Sтер=3,66 Га.
Следовательно d=Si/Sтер
dг=254.1/3.66=69,42 м2/Га
dв=46,8/3.66=12,78 м2/Га
Средняя плотность тока необходимого для защиты трубопроводов, определяется по формуле, [мА/м2]:
j = 30-(100в+128с+34d+3е+0,6f+5р) (2.17)
где в — удельный вес поверхности водопровода
с — удельный вес поверхности теплотрассы
d — удельный вес поверхности газопровода
e — плотность поверхности водопровода
f — плотность поверхности теплотрассы
p — удельное электрическое сопротивление грунта (14,5 Ом/м)
j = 30-((100*15,5+34*84,5+3*12,78+5*14,5)/1000) = 25,46 мА/м2
Значение суммарного защитного тока необходимого для обеспечения катодной станции определяется, [А]:
q = 1.3*j*УS (2.18)
q=1,3*0,0255*300,9=9,9 А
Число катодных станций определяется из условий оптимально размещения анодных заземлителей, и наличия источников питания. При этом. Значение тока катодной станции принимается ориентировочно 25 А, поэтому число катодных станций приближённо составляет, шт.:
N=q/20 (2.19)
N=9,9/20=0,49 шт.
После размещения катодных установок на совмещенном плане необходимо рассчитать зону действия каждой из них. Для этой цели
определяют радиусы действия катодных установок, м:
R=60 v(Iк.с./j*k) (2.20)
где Iк.с. — ток катодной станции для которой определяется радиус действия
k — удельная плотность сооружений, определяется по формуле:
k = УS / S тер (2.21)
k=300,9/3,66=82,21
R=60v20/0,0255*82.21=185 м.
Выходное напряжение катодной станции определяется:
Vвых = Iк.с. (Rа.э. + R каб) (2.22)
Rа.э. — сопротивление растекания анодных заземлителей, определяется в зависимости от вида анодных заземлителей по техническим характеристикам, [Ом]
R каб — сопротивление дренажного кабеля, определяется по характеристикам кабеля, [Ом].
