Справочник

НОРМЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ИСООРУЖЕНИЙ НПС

РД-91.020.00-КТН-149-06

Предисловие

1 Документ разработан ОАОВНИИСТ, ООО "Институт ВНИИСТ"

2 Утвержден и введен вдействие "19" апреля 2006 г.

3 Введен взамен РД153-39.4-039-99 Нормы проектирования электрохимической защиты магистральныхтрубопроводов и площадок МН

4 Срок действия - 5 лет

5 Оригинал документахранится в службе нормирования и технического регулирования ОАО "АК"Транснефть"

6 Документ входит в составотраслевого информационного фонда ОАО "АК "Транснефть"

Внесено Изменение № 1,утвержденное Первым вице-президентом ОАО "АК "Транснефть" В.И.Кушнаревым 28.03.2008 г.

Руководящий документ"Нормы проектирования электрохимической защиты магистральных трубопроводови сооружений НПС" определяет методы расчета и проектирования катодной,протекторной и дренажной защиты от коррозии.

В разработке документапринимали участие: ОАО "АК "Транснефть" - к.т.н. Лисин Ю.В.,Радченко В.В.; ООО "Институт ВНИИСТ" - д.т.н., профессор Глазов Н.П.,к.т.н. Шамшетдинов К.Л., к.т.н. Глазов Н.Н., Киселев В.Д., Овсепян К.А.,Сульженко А.Н.; ОАО "Гипротрубопровод" - Насонов О.Н., Торбин С.И.

Содержание

Введение 1 Область применения 2 Нормативные ссылки 3 Термины и определения 4 ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ 5 Основные положения 6 ТРЕБОВАНИЯ К РАЗРАБОТКЕ И РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ 7 ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ УСТАНОВОК ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ ОБЪЕКТОВ МН 8 ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ 9 ПРОЕКТИРОВАНИЕ СОВМЕСТНОЙ ЗАЩИТЫ МНОГОНИТОЧНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ 10 ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭХЗ УЗЛОВ ЗАДВИЖЕК И КАМЕР ПРИЕМА-ПУСКА ДИАГНОСТИЧЕСКИХ СНАРЯДОВ 11 ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭХЗ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ МН, А ТАКЖЕ ЭХЗ КОЖУХОВ НА ПЕРЕХОДАХ ЧЕРЕЗ ЖЕЛЕЗНЫЕ И АВТОМОБИЛЬНЫЕ ДОРОГИ 12 ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭХЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ НПС 13 ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭХЗ РЕЗЕРВУАРОВ И РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ НПС 14 ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭХЗ ПРИЧАЛЬНЫХ СООРУЖЕНИЙ МОРСКИХ ТЕРМИНАЛОВ 15 ТРЕБОВАНИЯ К ОБЕСПЕЧЕНИЮ КОНТРОЛЕПРИГОДНОСТИ ЗАЩИЩАЕМЫХ СООРУЖЕНИЙ 16 ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К СРЕДСТВАМ ЗАЩИТЫ ОТ КОРРОЗИИ Приложение А (справочное) ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА ЭХЗ Приложение Б (справочное) Удельные плотности защитного тока Приложение В (справочное) Схемы подключения средств электрохимической защиты Приложение Г (рекомендуемое) ПРОГРАММЫ РАСЧЕТА ПАРАМЕТРОВ ЭХЗ

Введение

Настоящие "Нормыпроектирования электрохимической защиты магистральных трубопроводов исооружений НПС" разработаны взамен РД 153-39.4-039-99 "Нормы проектированияэлектрохимической защиты магистральных трубопроводов и площадок МН". Приразработке настоящего документа учтены требования международных нормативныхдокументов (ISO 15589-1, ISO/FDIS 15589-2, DNV RP B401 и других) для регламентации требований к электрохимической защитесооружений морских терминалов, критериев защиты сооружений в грунтах высокогоудельного электрического сопротивления и др.

С вводом в действиенастоящего документа РД 153-39.4-039-99 утрачивает силу.

1 Область применения

1.1Руководящий документ "Нормы проектирования электрохимической защитымагистральных трубопроводов и сооружений НПС" (далее "Нормы")регламентирует требования к электрохимической защиты магистральныхнефтепроводов, технологических и вспомогательных трубопроводов НПС, резервуарови резервуарных парков, а также причальных сооружений морских терминалов.

1.2РД распространяется на проектирование строящейся, реконструируемой иремонтируемой электрохимической защиты (катодной, протекторной, дренажной исовместной) от подземной (почвенная коррозия, коррозия блуждающими токамиисточников постоянного и переменного тока, биологической коррозии) и морскойкоррозии внешней поверхности следующих сооружений:

-линейной части однониточных и многониточных магистральных нефтепроводов;

-технологических и вспомогательных трубопроводов нефтеперекачивающих станций;

-кожухов на переходах через автомобильные и железные дороги;

-стальных вертикальных резервуаров;

-узлов задвижек и камер приема-пуска диагностических снарядов;

-причальных сооружений морских терминалов.

2 Нормативные ссылки

Внастоящем документе использованы нормативные ссылки на следующие документы:

ГОСТ9.602-89. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТР 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защитеот коррозии

ГОСТ23511-79 Радиопомехи индустриальные от электротехнических устройств,эксплуатируемых в жилых домах или подключаемых к их электрическим сетям

ГОСТ12.2.007.0-75* Изделия электротехнические. Общие требования безопасности

ГОСТ9.104-79 Покрытия лакокрасочные. Группы условий эксплуатации

ГОСТ9.032-74 Покрытия лакокрасочные. Группы, технические требования иобозначения

ГОСТ15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения дляразличных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения итранспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ14254-96 (МЭК 529-89) Степени защиты, обеспечиваемые оболочками

СНиП 2.05.06-85*Магистральные трубопроводы

СНиП III-42-80* Трубопроводымагистральные. Правила производства и приемки работ

ВСН009-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Средства иустановки электрохимзащиты

ВСН012-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контролькачества и приемка работ

РД106-97 Временные правила применения протяженных гибких анодов при катоднойзащите газопроводов, компрессорных станций и газовых промыслов Правилаустройства электроустановок. Издание 7

РД153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральныхнефтепроводов

РД153-39.4-067-04* Методы ремонта дефектных участков действующих МН

РД13.02-40.10.50-КТН-003-1-03 Положение по эксплуатации, техническомуобслуживанию и ремонту вдольтрассовых линий электропередачи и средствэлектрохимической защиты

РД09-102-95 Методические указания по определению остаточного ресурсапотенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзору России

РД17.01-60.30.00-КТН-007-1-04 Инструкция по контролю состояния изоляциимагистральных нефтепроводов методом катодной поляризации

ОТТ-04.00-27.22.00-КТН-005-1-03Технические требования на заводское полиэтиленовое покрытие труб

ОТТ 04.00-45.21.30-КТН-002-1-03 Техническиетребования на наружные антикоррозионные покрытия на основе термоусаживающихсяполимерных лент, предназначенных для изоляции сварных стыков магистральныхнефтепроводов и отводов от них

ТУ 1394-009-172113088-03 Технические условия. Трубыстальные диаметром от 57 до 1220 мм с наружным двух- и трехслойным защитнымпокрытием на основе экструдированного полиэтилена

ТУ 14-3Р-49-2003 Технические условия. Трубы стальныебесшовные и сварные диаметром 102 - 1420 мм с наружным защитным покрытием наоснове экструдированного полиэтилена

ТУ 14-3Р-66-2003 Технические условия. Трубы стальныебесшовные и сварные диаметром 102-1420 мм с наружным трехслойным защитнымпокрытием на основе экструдированного полиэтилена

ТУ 14-3Р-67-2003 Технические условия. Трубы стальныеэлектросварные диаметром до 1420 мм с наружным антикоррозионным полиэтиленовымпокрытием для строительства магистральных нефтепроводов

ISO 15589-1: 2003 (E)Petroleum and Natural gas Industries - Cathodic Protection for PipelineTransportation Systems - Part 1: On-land Pipelines

ISO/FDIS 15589-2: 2004 (E)Petroleum and Natural gas Industries - Cathodic Protection for PipelineTransportation Systems - Part 2: Offshore Pipelines

DNV RP B401- 1993Recommended Practice for Cathodic Protection Design

NACE RP 0176-2003 StandardRecommended Practice. Corrosion control of steel fixed offshore structuresassociated with petroleum production

Примечание - При использованиинастоящим нормативным документов целесообразно проверить действие ссылочныхнормативных документов в соответствии с действующим Перечнем законодательныхактов и основных нормативно-правовых и распорядительных документов, действующихв сфере магистрального нефтепроводного транспорта. Если ссылочный документзаменен (изменен), то при пользовании настоящим нормативным документом следуетруководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документотменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется вчасти, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем документе приняты следующие термины с соответствующимиопределениями.

3.1 Анодное заземление: устройство, обеспечивающее стеканиезащитного тока в землю.

3.2 Блок совместной защиты: устройство, обеспечивающеераспределение защитного тока между несколькими сооружениями.

3.3 Блуждающие токи: токи в земле, возникающие вследствие работыпосторонних источников постоянного или переменного тока (электрифицированныйтранспорт, сварочные агрегаты, устройства электрохимической защиты постороннихсооружений и пр.).

3.4 Вредное влияние внешних или наведенных токов: возникновениеопасных анодных (коррозионных) зон на участках трубопроводов или другихобъектов в результате работы источников постоянных или переменных токов любогопроисхождения.

3.5 Временная защита: электрохимическая защита, осуществляемая впериод до начала работы запроектированных основных средств защиты.

3.6 Вспомогательный электрод (датчик потенциала): электрод,имитирующий условия катодной поляризации на реально защищаемом трубопроводе.

3.7 Длина защитной зоны:протяженность участка трубопровода, на котором обеспечены защитные потенциалыот единичной установки электрохимической защиты.

3.8 Дренаж: устройство,обеспечивающее отвод блуждающих токов из трубопровода.

3.9 Дренажные токи: электрические токи, отведенные из трубопровода.

3.10 Дренажная линия: проводники, соединяющие минусовую клеммуисточника постоянного тока с трубопроводом (катодная дренажная линия) иплюсовую клемму - с анодным заземлением (анодная дренажная линия).

3.11 Защитное заземление: заземление, выполняемое в целяхэлектробезопасности.

3.12 Защитный потенциал: катодный потенциал, обеспечивающийтребуемое торможение коррозионного процесса.

3.13 Изолирующее соединение: вставка между двумя участками трубопровода,нарушающая его электрическую непрерывность.

3.14 Датчик скорости коррозии(индикатор коррозии): электрод специальной конструкции, подключенный/илине подключенный к трубопроводу, позволяющий по глубине проникновения илиэлектрическому сопротивлению определять скорость коррозии трубопровода.

3.15 Контактное соединение: соединение двух или более проводников.

3.16 Катодный вывод:устройство, предназначенное для создания электрического контакта металлическойстенки трубопровода с измерительным прибором, расположенным на поверхностиземли.

3.17 Катодная защита:торможение коррозионного процесса посредством сдвига потенциала оголенныхучастков трубопровода в сторону более отрицательных значений, чем потенциалсвободной коррозии этих участков.

3.18 Катодная станция (катодный преобразователь): источник постоянного тока или устройство, преобразующеепеременный ток в постоянный.

3.19 Комплексная противокоррозионная защиты: защита от коррозии совместным применением изоляционного покрытияи электрохимической защиты.

3.20 Контрольно-измерительный пункт: устройство, позволяющеевыполнять измерения потенциала сооружения.

3.21 Контрольно-диагностический пункт: устройство, позволяющеевыполнять измерения потенциала, защитного тока и определения скорости коррозии сооружения.

3.22 Максимальный защитный потенциал: максимальный (по абсолютнойвеличине, без омической составляющей) катодный потенциал, обеспечивающий защитуот коррозии, превышение которого ведет к ускоренному “старению” изоляции инаводороживанию металла трубы.

3.23 Минимальный защитный потенциал: минимальный (по абсолютнойвеличине, без омической составляющей) катодный потенциал, обеспечивающийтребуемую степень защиты от коррозии трубопровода.

3.24 Мониторинг противокоррозионной защиты: совокупность мероприятий,направленных на выполнение требований нормативно-технической документации попредупреждению коррозионных отказов и обеспечению промышленной безопасности.

3.25 Поляризационный потенциал: потенциал без омической составляющей(падения напряжения в грунте и изоляции).

3.26 Почвенная коррозия: процесс разрушения металла в результатевоздействия агрессивных компонентов, содержащихся в почве (грунте).

3.27 Протектор (гальванический анод) - электрод, выполненный изметалла или сплава, имеющего более отрицательный потенциал, чем металлзащищаемого трубопровода.

3.28 Протекторная защита: защита трубопровода с помощью протекторов.

3.29 Протяженный гибкий анод: малорастворимый токоотдающий электрод,конструктивно аналогичный кабелю.

3.30 Сопротивление заземления: сопротивление заземленного электрода(электродов), включающее в себя сопротивление растеканию токов в земле иконтактное сопротивление на границе раздела электрод-грунт.

3.31 Точка дренажа: место отвода тока из трубопровода приэлектрохимической защите.

3.32 Установка дренажной защиты: комплекс устройств, обеспечивающийотвод (дренаж) токов из трубопровода в землю или к источнику блуждающих токов.

3.33 Установка катодной защиты: комплекс устройств, состоящий изкатодной станции, дренажной линии и анодного заземления, обеспечивающийсмещение потенциалов на трубопроводе в отрицательную сторону.

3.34 Установка протекторной защиты: установка, состоящая изнескольких протекторов, подключенных к трубопроводу через специальныйконтрольно-измерительный пункт.

3.35 Электрод сравнения:электрод, имеющий постоянный электродный потенциал в данных условияхприменения.

4 ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ 

В настоящем документеприняты следующие сокращения:

а/д - автомобильная дорога;

АЗ - анодное заземление;

ВТД - внутритрубнаядиагностика;

ГАЗ - глубинное анодноезаземление;

ж/д -железная дорога;

ИС- изолирующее соединение;

КДП -контрольно-диагностический пункт;

КИП - контрольно-измерительныйпункт;

КТП - комплектнаятрансформаторная подстанция;

ЛЭП - линия электропередачи;

МН - магистральныйнефтепровод;

МСЭ -медно-сульфатный электрод сравнения;

НД- нормативная документация;

НПС - нефтеперекачивающаястанция;

ПКЗ- противокоррозионная защита;

ППР - Проект производстваработ;

ПТЭ- Правила технической эксплуатации;

РВС -резервуар вертикальный стальной;

СКЗ -станция катодной защиты;

ТЭО - технико-экономическоеобоснование;

УДЗ- установка дренажной защиты;

УКЗ - установка катоднойзащиты;

УПЗ- установка протекторной защиты;

ЩСУ -щит станции управления;

эж/д - электрифицированнаяжелезная дорога;

ЭХЗ - электрохимическая защита.

5 Основные положения

5.1 Нефтепроводы и другиеметаллические сооружения при всех способах прокладки, кроме надземной, подлежаткомплексной защите от коррозии защитными покрытиями и средствами ЭХЗ независимоот коррозионной агрессивности грунта.

5.2 Средства ЭХЗ от коррозиидолжны быть определены в проекте защиты, который разрабатывается одновременно спроектом нового или реконструируемого сооружения.

5.3 Проектыпротивокоррозионной, в том числе электрохимической, защиты от подземнойкоррозии должны проходить экспертизу на соответствие требованиямгосударственных стандартов и нормативным документам ОАО "АК"Транснефть".

5.4 Затраты напуско-наладочные работы и на контроль состояния изоляции методом катоднойполяризации на строящихся и реконструируемых МН и других сооружениях должныбыть предусмотрены в проекте.

5.5 В системе ЭХЗ должныбыть использованы средства ЭХЗ, отвечающие техническим требованиям ОАО "АК"Транснефть".

6ТРЕБОВАНИЯ К РАЗРАБОТКЕ И РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ

6.1 Основные требования

6.1.1 Защита откоррозии должна быть выполнена комплексно: изоляционными покрытиями и катоднойполяризацией независимо от коррозионной агрессивности грунтов.

6.1.2 При параллельнойпрокладке действующих и проектируемых трубопроводов одного назначения илитрубопроводов, принадлежащих одному ведомству, а также для коммуникацийплощадок применяется совместная электрохимическая защита. Совместная ЭХЗосуществляется также в случаях, когда имеется вредное влияния катоднойполяризации одних сооружений на другие. Схему совместной защиты выбираетпроектная организация, на основе технических, электрических и коррозионныххарактеристик объектов.

6.1.3. Расчетпараметров работы установок ЭХЗ выполняется с учетом прогнозирования ихизменений во времени по методикам, изложенным в настоящих Нормах. Расчетпараметров ЭХЗ действующих трубопроводов следует производить с учетомрезультатов комплексного обследования этих трубопроводов.

6.1.4 Срок службысредств ЭХЗ должен быть не менее 15 лет, а для протяженных анодных заземлений,прокладываемых в одной траншее с трубопроводом и под днищем вертикальныхстальных резервуаров - не менее 50 лет.

6.1.4. Проектнаяорганизация должна выбрать тип, конструкцию и материалы изоляционных покрытий,средства ЭХЗ, изолирующие соединения, КИП, шунтирующие перемычки и другоепротивокоррозионное оборудование с учетом наличия на них технологических трубопроводах НПС,должны соответствовать требованиям на заводское полиэтиленовое покрытие(ОТТ-04.00-27.22.00-КТН-005-1-03), на наружные антикоррозионные покрытия наоснове термоусаживающихся полимерных лент, предназначенных для изоляциимагистральных нефтепроводов и отводов от них (ОТТ 04.00-45.21.30-КТН-002-1-03)и техническим условиям: ТУ 1394-009-04005951-99, ТУ 14-3Р-49-2003, ТУ14-3Р-66-2003, ТУ 14-3Р-67-2003.

7.13Сопротивление изоляции вновь строящихся и реконструируемых трубопроводов взависимости от типа изоляции должно соответствовать значениям, указанным втаблице 7.3. Это соответствие обеспечивается контролемсостояния изоляции по РД 17.01-60.30.00-КТН-007-1-04. 

Таблица7.3

Значения сопротивления икоэффициента изменения сопротивления изоляции во времени (g) на законченных строительством или реконструкцией участкахтрубопровода

Тип покрытия	Сопротивление изоляции Ом×м2, не менее	Коэффициент, g, 1/год
Трех-, двухслойное полимерное покрытие на основе термореактивных смол и полиолефина; покрытие на основе термоусаживающихся материалов	3·105	0,055
Все остальные покрытия усиленного типа кроме мастичных и полимерно-битумных	1·105	0,08
Мастичные, полимерно-битумные покрытия усиленного типа и все покрытия нормального типа	5·104	0,11

Удельные плотности защитного тока в зависимости от типа изоляционногопокрытия и срока службы трубопровода указаны в таблице Б.1 (приложение Б).

7.14 Коэффициент (g), характеризующий скорость изменения сопротивления изоляции вовремени, для реконструируемых и вновь строящихся трубопроводов определяют из таблицы 7.3.

7.15Срок службы подпочвенного и глубинного анодного заземления независимо отусловий эксплуатации должен быть не менее 15 лет.

Срокслужбы протяженных анодных заземлений, укладываемых в одной траншее струбопроводом, должен быть не менее 50 лет.

Сопротивлениерастеканию анодных заземлений должно быть не более 2 Ом.

7.16Соединения строительной длины протяженных анодов и токоотводящих проводовосуществляется соединительными муфтами с термоусаживающейся манжетой взаводских условиях.

Соединениестроительных длин протяженных анодов линейной части МН должно производиться наклеммной плате контрольно-измерительного пункта кабелем с двойной изоляциейсечением медной жилы не менее 25 мм2.

7.17Все соединения в измерительных цепях ЭХЗ должны выполняться медью, сечением неменее 6 мм2. Соединение точки дренажа и минуса катоднойстанции должно производится только кабелем из меди с двойной изоляцией исечением не менее 35 мм2.

7.18Приварку проводов и кабелей установок ЭХЗ и контрольно-измерительных пунктов ктрубопроводу следует производить:

-термитной или электродуговой сваркой к поверхности трубопровода - для труб снормативным временным сопротивлением разрыву менее 539 МПа (55 кгс/мм2);

-только термитной сваркой с применением медного термита к поверхноститрубопровода или электродуговой сваркой к продольным или кольцевым швам - для трубс нормативным временным сопротивлением разрыву 539 МПа (55 кгс/мм2) и более.

Присоединениедренажного кабеля к трубопроводу должно быть выполнено двумя контактами струбой с расстоянием между ними, равном 100 мм.

7.19Отдельно стоящие установки катодной и дренажной защиты должны иметь ограждение.

7.20Изолирующие соединения устанавливаются только на трубопроводах-отводах от МН ксторонним потребителям.

8 ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫМАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

8.1 Катодная защита

8.1.1 Исходные данные 

8.1.1.1Исходными данными для проектирования катодной защиты строящихся МН являются:

а) конструктивные данные нефтепровода:

1) диаметр;

2) толщина стенки трубы;

3) марка трубной стали, удельное электрическое сопротивление и пределпрочности стали;

4) глубина укладки нефтепровода;

5) тип и конструкция изоляционного покрытия нефтепровода;

6) сопротивление изоляционного покрытия и коэффициент изменения этогосопротивления во времени;

б) характеристика коррозионных условий:

1) удельное электрическое сопротивление грунтов на глубине прокладкитрубопровода;

2) количество водорастворимых солей в грунте;

3) уровень грунтовых вод;

4) наличие и характеристика блуждающих токов источников постоянного ипеременного тока;

5) возможность биологической коррозии;

в) характеристика условий токораспределения (для мест размещенияанодных заземлений):

1) удельное электрическое сопротивление грунта на глубине укладкианодных заземлителей (ниже глубины сезонного промерзания грунта);

2) удельное электрическоесопротивление грунтов на глубину до 150 м для глубинных анодных заземлений;

г) рабочая температура перекачиваемой нефти;

д) климатические данные: максимальная и минимальная температурывоздуха;

е) наличие источниковэлектроснабжения вдоль трассы нефтепровода и их характеристика;

ж) координаты узлов запорной и регулирующей арматуры и параметрызащитного заземления (при их наличии);

и) данные об особенностях нефтепровода:

1) подводные переходы;

2) переходы через автомобильные и железные дороги;

3) месторасположение НПС;

4) камеры приема-пуска внутритрубных снарядов;

5) координаты пересечения кабельных и воздушных линий электроснабжения(220 кВ и более), участков параллельного следования на расстоянии до 500 мнефтепровода этим линиям;

6) пересечения с подземными металлическими сооружениями и участкипараллельного следования.

8.1.1.2 Исходными данными для проектирования катодной защитыэксплуатируемых МН являются данные, перечисленные выше в пункте 8.1.1.1 соследующими особенностями:

- переходное сопротивление трубопровода и сопротивление изоляции, атакже скорость изменения его во времени должны быть определены по даннымизмерений защитных потенциалов вдоль трубопровода и защитного тока УКЗ за неменее чем пятилетний период эксплуатации, предшествующего комплексномуобследованию.

8.1.2 Основные этапыпроектирования и расчета УКЗ

8.1.2.1 Расчет электрических параметров нефтепровода (переходного ипродольного сопротивления, входного (характеристического) сопротивления наначальный и конечный период эксплуатации проектируемых средств ЭХЗ.

8.1.2.2 Определение величины минимального и максимального защитныхпотенциалов в зависимости от условий прокладки и эксплуатации трубопровода потаблицам 7.1 и 7.2.

8.1.2.3 Предварительный расчет силы защитного тока и длины защитнойзоны на конечный период эксплуатации УКЗ.

8.1.2.4 Выбор месторасположения УКЗ.

8.1.2.5 Определение типа, месторасположения и параметров анодногозаземления (АЗ).

8.1.2.6 Расчет параметров УКЗ.

8.1.3 Выбор технических решенийпо катодной защите

8.1.3.1 Выбор месторасположения УКЗ следует производить исходя из длинызащитной зоны (плеч защиты), наличия источников электроснабжения.Преимущественно УКЗ следует устанавливать в районе узлов задвижек.

8.1.3.2 Выбор типа АЗ производят исходя из удельного электрическогосопротивления грунта и наличия свободной площади:

- в грунтах с удельным электрическим сопротивлением не более 20 Ом×м следует применятьсосредоточенные подпочвенные АЗ с использованием малорастворимых электродов,которые следует устанавливать ниже глубины сезонного промерзания и размещатьпреимущественно на некультивируемых землях;

- при наличии на глубине пластов с удельным сопротивлением в два разаменьшим, чем поверхностные грунты (по данным вертикального электрическогозондирования), необходимо использовать ГАЗ.

-при удельном электрическом сопротивлении грунтов более 250 Ом×м в качестве анодныхзаземлителей следует использовать протяженные аноды с сопротивлениемтокопроводящего слоя до 1 Ом×м, в грунтах с удельнымсопротивлением менее 250 Ом×м применяются глубинныезаземлители, а также протяженные аноды с промежуточным слоем с сопротивлениемдо 3000 Ом×м;

- в скальных и многолетнемерзлых грунтах следует применять протяженныеАЗ, укладываемые в траншею вместе с трубопроводом на расстоянии от егоповерхности не менее 300 мм, размещение протяженных анодных заземлителей втраншее вместе с трубопроводом показано на рисунке В.2 (приложениеВ);

- расстояние от сосредоточенного АЗ до ближайшего защищаемого сооружениядолжно быть не менее 200 м. Для ГАЗ это расстояние должно быть не менее 50 м;

- проектируемое АЗ должно обеспечивать протекание защитного тока втечение заданного срока службы.

8.1.4 Методика расчета параметров УКЗ

8.1.4.1Исходные данные для расчета:

1) диаметр трубопровода, Dт, м;

2) толщина стенки трубы, dт, мм;

3) сопротивление изоляции Rиз, Ом×м2;

4) удельное электрическое сопротивление грунта, rг, Ом×м;

5)глубина укладки трубопровода Hт, м.

8.1.4.2Расчет электрических параметров нефтепроводов:

а)продольное сопротивление трубопровода Rт, Ом/м, рассчитывают по формуле:

  (8.1),

где rт - удельное сопротивлениематериала трубы, Ом·мм2/м (принимается равным 0,245Ом·мм2/м);

Dт - диаметр трубопровода, м;

dт - толщина стенки трубопровода,мм.

б)сопротивление окружающего трубу грунта (Rp, Ом×м)(сопротивление растеканию трубопровода) определяют по следующему выражению:

 (8.2),

где Нт - глубина залегания (дооси) трубопровода, м;

rг - среднее удельноеэлектрическое сопротивление грунта, Ом×м, вычисляемое по формуле:

 (8.3),

гдеLз - длина защитной зоны, м;

Li - длина i-го участка с удельным электрическим сопротивлением ri, м;

n - количество участковгрунта.

Выражение (8.2) являетсятрансцендентным и решается методом итераций.

в)сопротивление изоляции трубопровода на срок эксплуатации t, год, рассчитывается последующей зависимости:

Rиз(t) = Rиз×e-gt,  (8.4)

где Rиз(t) - сопротивление изоляции в момент времени эксплуатации t, год, Ом×м2;

Rиз - начальное сопротивлениеизоляции трубопровода, Ом·м2, выбирается из таблицы7.3;

g - коэффициент,характеризующий скорость изменения сопротивления изоляции во времени, 1/год,определяется по таблице7.3.

г) постояннуюраспространения тока, aт, 1/м,вдоль трубопровода при удельном электрическом сопротивлении грунта менее 50 Ом×мопределяют по формуле:

, (8.5)

приудельном электрическом сопротивлении грунта более 50 Ом×м:

 (8.6),

д)входное сопротивление трубопровода, Zт, Ом, определяют по формуле:

 (8.7)

где Lз - длина защитной зоны, м;

cth - гиперболический котангенс.

;

е) еслиточка дренажа разделяет трубопровод на плечи с различными электрическимипараметрами, то входное сопротивление правого (Zпр, Ом) илевого (Zлев, Ом)плеч трубопровода будут соответственно равны:

, (8.8), (8.9)

где Rт(пр) и Rт(лев) - продольное сопротивлениесоответственно правого и левого плеч трубопровода, Ом/м;

Rп(пр) и Rп(лев) - переходное сопротивлениена единицу длины МН, соответственно правого и левого плеч трубопровода, Ом×м;

L(пр) и L(лев) - длина соответственноправого и левого плеч трубопровода, м.

Входноесопротивление трубопровода, Zт, Ом, вэтом случае определяется выражением:

, (8.10)

8.1.5.3Расчет установок катодной защиты c подпочвенными и глубинными аноднымизаземлениями

а)длину защитной зоны (Lз, м)одной УКЗ на конечный период эксплуатации находят по формуле:

 (8.11),

где Uзмин-минимальный защитный потенциал, В*;

_____________

* Потенциалы подставляются в формулу по МСЭ.

Uзмак -максимальный защитный потенциал, В;

y - расстояние междутрубопроводом и анодным заземлением, м;

rз -удельное электрическое сопротивление земли в поле токов катодной защиты, Ом×м;

Uе - естественный потенциал трубопровода,В. Определяется по данным изысканий или принимается равным минус 0,55 В по МСЭ;

б)расстояние между трубопроводом и анодным заземлением (кроме протяженного) y, м, определяют по формуле:

 (8.12),

где Р - коэффициент, определяемый поформуле:

 (8.13)

где rз -удельное сопротивление земли в поле токов катодной защиты, Ом×м;

Zт -входное сопротивление трубопровода, Ом, определенное на конечный периодэксплуатации данной УКЗ;

в) силутока катодной установки, Iз, А,определяют на начальный и конечный периоды эксплуатации из выражения:

, (8.14),

г)напряжение на выходе катодного преобразователя, V, В,вычисляют по формуле:

V = 1,3Iз(Zт + Rа + Rпр) (8.15),

где Iз - силатока катодной установки, А, определяемая на конечный период эксплуатации;

Rа -переходное сопротивление АЗ, Ом:

, (8.16)

где yс - длина спусков проводас опор к катодной станции, анодному заземлению и трубопроводу, м;

S - сечение проводадренажной линии, мм2;

rпр - удельное электрическоесопротивление провода, Ом×мм2/м;

Rпр - сопротивление дренажныхпроводов, соединяющих катодную станцию с трубопроводом и АЗ, Ом;

д)мощность на выходе катодного преобразователя, W, Вт, определяют по формуле:

W = IзV,  (8.17),

е)выбор средств катодной защиты производится в соответствии с результатамирасчета защитного тока и напряжения на выходе. При этом необходимо увеличитьток и напряжение на 30 %. При прокладке трубопровода в грунтах высокойкоррозионной агрессивности необходимо дополнительно увеличить силу защитноготока и напряжение на выходе катодного преобразователя на 50 % для обеспечениярезервирования катодных установок. В соответствии с расчетными значениямизащитного тока и напряжения выбирают тип катодного преобразователя.

8.1.5.4Расчет подпочвенных и глубинных анодных заземлений, основными параметрамикоторых являются сопротивление растеканию и срок службы:

а) подпочвенное анодноезаземление:

1) сопротивление растеканию заземлителя, Rз1, Ом, при вертикальном расположении:

 (8.18)

где rг - удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м;

lа - длина электрода заземлителя, м;

dа - диаметр электрода заземлителя, м;

h - глубина (до середины заземлителя) заложенияэлектрода, м;

2)Сопротивление растеканию заземлителя, Rз1, Ом, при горизонтальном расположении и при lа ³ h:

, (8.19)

где h - глубина заложения электрода, м.

3) сопротивление растеканию заземлителя Rз1, Ом, при горизонтальном расположении и при lа < h

, (8.20)

4) срок службы, Т, год,подпочвенных АЗ, соединенных параллельно, для горизонтального и вертикальногорасположения электродов рассчитываем по формуле:

 (8.21),

где М - масса анодного заземлителя, кг;

k - коэффициент запаса (k = 0.8);

q -электрохимический эквивалент материала анода, кг/А×год (по данным п. 16.2);

Na -число заземлителей.

Iзср - средний ток защиты катоднойстанции за период эксплуатации, А, равный:

, (8.22)

где Iн и Iк - защитный ток в начальныйи конечный периоды эксплуатации анодного заземления, А.

5) Сопротивление растеканию подпочвенного АЗ Rз, Ом, равно:

, (8.23)

где Rз1 - сопротивление растеканиюодиночного анодного заземлителя, Ом;

hэ - коэффициентэкранирования, рассчитываемый по формуле:

 (8.24),

где b, c,f - эмпирические коэффициенты (таблица 8.1);

a - расстояние междуэлектродами, м.

Таблица8.1

Коэффициентыдля расчета эффекта экранирования

Параметры анодного заземлителя	b	c	f
Вертикальный в коксовой засыпке (la = 1,4 м, da = 0,185 м, h = 1,7 м)	0,41	0,17	0,83
Горизонтальный в коксовой засыпке (la = 1,4 м; da = 0,185 м; h =1,7 м)	0,49	0,15	0,71
Вертикальный (la = 3,0 м; da = 0,1 м; h = 1,5 м)	0,41	0,19	0,76
Горизонтальный (la = 3,0 м; da = 0,1 м; ha = 1,5 м)	0,36	0,18	0,80

б) Глубинное анодноезаземление (из трубных и свайных конструкций или последовательно соединенныходиночных заземлителей в скважине):

1) сопротивление растеканию анодного заземлителя вкоксовой засыпке или в другом наполнителе с выходом торца заземлителя наповерхность земли, Rз1, Ом:

, (8.25)

где lа - длина рабочей частиглубинного заземления (для последовательного соединения единичных анодов), м:

la @ Nala1, (8.26)

где Na - число анодов в одноманодном заземлителе;

la1 - длина одного анодногозаземлителя, м;

rгс - среднее удельноеэлектрического сопротивление грунта по глубине скважины, Ом·м, определяемоекак:

, (8.27)

где li - длина i-го участка с удельным электрическим сопротивлением rгi, м;

n - количество участков грунта по глубине скважины судельным электрическим сопротивлением rгi.

rкз - удельное электрическоесопротивление засыпки, Ом·м;

rа - удельное электрическое сопротивление анодногоматериала, Ом·м;

dа - диаметр анода, м;

dз - диаметр засыпки, м;

Sа - площадь сечения электродаанода, м2;

2) сопротивление растеканиюанодного заземлителя в коксовой засыпке или в другом наполнителе без выходаторца на поверхность земли в коксовой засыпке или в другом наполнителе:

, (8.28)

где h -расстояние от поверхности земли до середины заземлителя, м.

3)сопротивление растеканию анодного заземления Rз, Ом, составленного из Nаз анодных заземлителей, соединенных параллельно,определяют по формуле:

, (8.29)

где Rз1 - сопротивление растеканиюодного анодного заземлителя, Ом;

hэ - коэффициент экранирования(формула 8.24);

4) срок службы глубинногоанодного заземления Т, год,состоящего из Nаз анодных заземлителей,соединенных параллельно, рассчитывают по формуле:

, (8.30)

где Мз1 - масса одногоанодного заземлителя, кг;

Мз1 = Nа·Ma,

где Ма - масса одного анода;

k - коэффициент запаса (k =0,8);

q -электрохимический эквивалент материала анода, кг/А×год;

Еслирасчетный период эксплуатации меньше требуемого, то количество анодныхзаземлителей Nз необходимо увеличить.

kг-коэффициент неоднородности грунта по глубине скважины, определяемый по формуле:

, (8.31)

где lai -длина рабочей части заземлителя, находящейся в i-ом слое грунта, м;

rгi -удельное электрическое сопротивление i-гослоя грунта, Ом×м;

rгk -удельное электрическое сопротивление k-гослоя грунта, имеющего наименьшее сопротивление из n слоев, Ом×м;

lak - длина заземлителя, находящейсяв k-ом слое грунта, м;

n -число слоев грунта с различным удельным электрическим сопротивлением,пересекаемых глубинным анодным заземлением.

8.1.5.5Расчет установок катодной защиты c протяженными аноднымизаземлениями:

а)длину защитной зоны УКЗ с протяженным АЗ рассчитывают по формуле:

 (8.23),

б) силу тока УКЗ спротяженным АЗ рассчитывают по формуле:

, (8.33)

в)сопротивление растеканию протяженного анода Rзп , Ом×м, равно:

(8.34),

где dпа; hпа - диаметр и глубина укладкипротяженного анода, м;

Rап - продольное сопротивлениепротяженного анода, Ом/м:

(8.35),

где rас - удельное электрическоесердечника сопротивление анода, Ом×мм2/м (для меди rа = 0,017 Ом·мм2/м);

Sас - сечение сердечника анода,мм2.

г) входноесопротивление протяженного анода Zпa,Ом, при условии, что точка дренажа разбивает защищаемый участок трубопровода наплечи равной длины, равно:

(8.36),

где lпа - длина протяженного анодного заземления, м,определяется из таблицы8.2;

cth -гиперболический котангенс;

aпа - постояннаяраспространения тока вдоль протяженного анода, 1/м

(8.37),

д)срок службы протяженного анодного заземления T, год, определяют исходя из максимальной линейной плотности тока вточке подсоединения дренажного кабеля:

(8.38),

где G - массатокопроводящей резины 1 метра протяженного анода, кг/м, определяемая поформуле:

(8.39),

gр - удельный вес токопроводящей резины, тн/м3 (gр = 1.3 тн/м3);

k - коэффициент запаса (k =0,8);

q - электрохимическийэквивалент материала анода, кг/А×год;

kг - коэффициент неоднородности грунта,

j(0)- линейнаяплотность тока анода в точке дренажа, А/м, определяемая по формуле:

j(0)= 0,5aпаIзсрcth(0,5aпаlпа)(8.40),

е) при необходимостиувеличения срока службы протяженного анода следует использовать аноды с промежуточнымслоем повышенного сопротивления между центральной медной жилой и проводящейрезиновой массой. В этом случае сопротивление растекания Rзп, Ом×м, равно:

(8.41),

где  Rпп - сопротивление промежуточногослоя повышенного сопротивления, Ом×м;

dпп -толщина слоя повышенного сопротивления, м;

ж) минимальные длиныпротяженного анодного заземления для различных значений удельногоэлектрического сопротивления грунта и длины защищаемого участка при срокеслужбы АЗ, равном 25 лет, приведены в таблице 8.2.

Таблица8.2

Параметры минимальной длиныпротяженного анодного заземления

Удельное сопротивление грунта Ом×м	Длина защищаемого участка нефтепровода, м
	10000	15000	20000	25000
250 и менее	600	800	1000	1200
500	900	1100	1300	1500
1000	1500	1800	2400	2900
3000	2500	3700	5000	6200
10000	6000	9000	12000	15000
50000	10000	15000	20000	25000

8.2Дренажная защита

8.2.1 Исходные данные для проектирования

8.2.1.1 Исходными данными для проектирования дренажной защитыстроящихся МН являются:

- конструктивные данные нефтепровода по пункту 8.1.1а;

- характеристика коррозионных условий по пункту 8.1.1б;

- координаты пересечения и/или участка сближения проектируемого МН сэлектрифицированной железной дороги;

- расположение тяговых подстанций и путевых дросселей на участкахсближения электрифицированной железной дороги с проектируемым трубопроводом;

- максимальный ток нагрузки тяговых подстанций;

- падение напряжения в отсасывающем фидере определяется по даннымслужбы эксплуатации электрифицированных железных дорог;

- расстояние между трубопроводом и тяговыми подстанциями или путевымидросселями;

- количество параллельных ниток трубопровода;

- климатические данные: максимальная и минимальная температуры воздуха.

8.2.1.2 Исходными данными для проектирования дренажной защитыэксплуатируемых МН являются:

- параметры существующей дренажной защиты: максимальный, средний иминимальный ток дренажа, реальный запас по току дренирования;

- распределение разности потенциалов труба-земля и поляризационногопотенциала на участке, подверженном влиянию блуждающих токов, с определениеммест с ненормативным защитным потенциалом.

8.2.2 Основные этапы проектирования дренажной защиты

8.2.2.1 Проектированиедренажной защиты проводится по следующим этапам:

а)для строящихся МН:

1) выбор схемы защиты и места установки защитных устройств.

2) расчет дренажного тока и выбор типа защитного средства.

3) расчет сечения дренажного кабеля.

б) для эксплуатируемых МН:

1) уточнение месторасположения дренажа.

2) выбор дренажа и расчет сечения кабеля.

3) определение параметров дополнительных автоматических УКЗ и ихместорасположения.

8.2.3 Методика расчетапараметров дренажной защиты

8.2.3.1Определение тока дренажных установок.

Дренажныйток, iд, А, определяютпо формуле:

iд = 0,2iтпK1K2K3K4K5, (8.42)

где K1 - коэффициент, учитывающийрасстояние между трубопроводом и электрифицированной железной дорогой;

K2 - коэффициент, учитывающийрасстояние от трубопровода до тяговой подстанции;

K3 - коэффициент, учитывающийтип изоляционного покрытия трубопроводов;

K4 - коэффициент, учитывающийсрок эксплуатации трубопровода;

K5 - коэффициент, учитывающийколичество параллельно уложенных трубопроводов.

Величинакоэффициентов K1, K2, K3, K4 и K5 приведены в таблицах 8.3-8.7.

Таблица 8.3

Значениекоэффициента K1

Расстояние между трубопроводом и электрифицированной железной дорогой, км	Значение коэффициента K1
До 0,5	0,9
0,5 - 1	0,7
Более 1	0,4

Таблица8.4

Значениекоэффициента K2

Расстояние от трубопровода до тяговой подстанции э/железной дороги, км	Значение коэффициента K2
До 0,5	0,9
0,5 - 1	0,6
1 - 2	0,35
2 - 3	0,2
Более 3	0,1

Таблица8.5

Значениекоэффициента K3

Тип изоляционного покрытия трубопровода	Значение коэффициента K3
Трех-, двухслойное полимерное покрытие на основе термореактивных смол и полиолефина; покрытие на основе термоусаживающихся материалов	0,3
Все остальные покрытия усиленного типа кроме мастичных и полимерно-битумных	0,5
Мастичные и полимерно-битумные покрытия	0,8
Все покрытия нормального типа	0,9

Таблица8.6

Значениекоэффициента K4

Таблица 8.7

Значениекоэффициента K5

Количество параллельных трубопроводов	Значение коэффициента K5
1	0,75
2	0,85
3	0,93
4	0,97
Более 4	1,00

8.2.3.2 Расчет сечения дренажного кабеля Sд, мм2:

(8.43),

где lк - длина дренажного кабеля,м;

rм - удельное сопротивление материалакабеля, Ом×мм2/ м;

DUд - допустимое падениенапряжения в дренажной цепи, В.

Приподключении дренажного кабеля непосредственно к минусовой шине тяговойподстанции допустимое падение напряжения в дренажной цепи DUд, равно допустимому падениюнапряжения в дренажном кабеле DUк:

DUд = DUк.

Вэтом случае величину DUк определяют по даннымтаблицы 8.8.

Таблица8.8

Допустимоепадение напряжения в дренажном кабеле при подключении его к минусовой шинетяговой подстанции

Расстояние между отсасывающим пунктом и трубопроводов, км	0,2	0,5	1,0	2,0	3,0
Допустимое падение напряжения в дренажном кабеле, В	10	11	12	13	14

Таблица8.9

Допустимоепадение напряжения в дренажном кабеле при подключении его к средней точке путевогодросселя

Расстояние между трубопроводом и электрифицированнной железной дорогой, км	0,5	1,0	2,0	3,0
Допустимое падение напряжения в дренажном кабеле, В	3	5	6	7

При подключении дренажного кабеля к рельсам через среднююточку путевых дросселей величину DUк находят по таблице 8.9.

Вслучае подключения дренажного кабеля к отсасывающим фидерам при расчете сечениядренажного кабеля надо учитывать падение напряжения в фидере по формуле:

DUд = DUк + DUф, (8.44)

где DUФ - падение напряжения в отсасывающем фидереопределяется по данным Управления электрифицированных железных дорог, В.

DUк - падение напряжения вдренажном кабеле, В.

8.2.4 Выбор технических решений по дренажной защите

8.2.4.1Защита нефтепроводов от коррозии блуждающими токами осуществляетсяполяризованными дренажами и/или автоматическимикатодными установками.

8.2.4.2Поляризованные дренажи следует подключать к средним точкам путевых дросселейили сборкам отсасывающих фидеров при согласовании со службой эксплуатациижелезной дороги.

8.2.4.3Электрические дренажи устанавливают в анодных и знакопеременных зонахпреимущественно в местах сближения железных дорог с нефтепроводами. Подключениеэлектрического дренажа следует производить в зонах с наиболее отрицательнымипотенциалами рельс-земля.

8.2.4.4Автоматические катодные станции (преобразователи) следует использовать приудалении на расстояние более 2 км от источников блуждающих токов. Эти станциидолжны автоматически поддерживать заданное значение поляризационногопотенциала;

8.2.4.5Место установки автоматических катодных станций следует выбирать с учетомрасположения катодных зон на рельсах электрифицированного транспорта и наличияучастков грунтов с относительно малым удельным электрическим сопротивлением.

8.3 Протекторная защита

8.3.1Протекторная (гальваническая) защита применяется в следующих случаях:

а)защита кожухов (см. раздел11);

б)зашита сооружений морских терминалов;

в)защита от вредного влияния переменного тока.

8.3.2Защита нефтепровода протекторными группами от вредного влияния переменного токаосуществляется при сближении на расстояние менее 500 м или пересечения ЛЭП 220кВ и выше. Пример схемы подключения протекторов приведена на рисунке В.1 (ПриложениеВ).

8.3.3 Исходными данными дляпроектирования являются:

- конструктивные данные нефтепровода по п. 8.1.1а.

- характеристика коррозионных условий по п. 8.1.1б.

8.3.4Методика расчета параметров протекторной защиты

а)расчет протекторных установок заключается в определении:

- длины участка трубопровода, защищаемого протектором;

- силы тока в цепи протектор-труба;

- количества протекторов для защиты участка трубопровода требуемойдлины;

- срока службы протекторов.

б)длина защитной зоны одного протектора равна:

, (8.45)

где Uп - стационарный потенциалпротектора, В (таблица8.10);

Ue - естественная потенциалсооружения, В;

Uтзм - минимальная защитнаяразность потенциалов труба-земля, В;

Rиз - сопротивление изоляциитрубопровода, Ом×м2;

Rпт - сопротивление протектора, Ом;

Dт - диаметр трубопровода, м.

Вформулу (8.45) подставляют значения Uп, Uтзм и Ue измеренные относительноМСЭ, а Rиз - на конечныйсрок службы проектируемой протекторной защиты.

в)сила тока в цепи протектор-трубопровод Iп, А, равна:

, (8.46)

Таблица 8.10

Электрохимическиехарактеристики протекторов из сплава на основе магния

Наименование характеристик	Единица измерения	Величина
Стационарный потенциал по медно-сульфатному электроду сравнения	В	- 1,6
Теоретическая токоотдача	А×ч/кг	2330
Коэффициент полезного действия: - для сплава МП1	б/р	0,65
- для сплава МП2		0,60
Удельное электрическое сопротивление активатора	Ом×м	1,6

г) Сопротивление протектора при том условии, что la >> da/2и 4h > la,равно:

, (8.47)

где rг; rа - соответственно удельноеэлектрическое сопротивление грунта и активатора, Ом×м;

da - диаметр комплектного протектора,м;

la - длина комплектногопротектора, м;

dэ - диаметр магниевогоэлектрода, м;

h -глубина установки протектора (расстояние от поверхности земли до серединыпротектора), м.

Дляупакованных протекторов типа ПМ5У, ПМ10У, ПМ20У можно пользоваться упрощеннойформулой:

Rпт = Arг + Б (8.48)

где А и Б -коэффициенты, зависящие от размеров протекторов.

Втаблице 8.11 приведены значения коэффициентов А и Б при установке протекторовна глубину до 2,5 м.

Таблица8.11

Значениякоэффициентов А и Б

Тип протектора	Коэффициент А, м-1	Коэффициент Б, Ом
ПМ5У	0,57	0,24
ПМ10У	0,47	0,18
ПМ20У	0,41	0,15

д) количество протекторов, необходимое для защиты участкатрубопровода, определяют по формулам:

1) для протекторов, распределенных по защищаемому участку трубопровода:

, (8.49)

2) при групповой установке протекторов:

, (8.50)

где lзп- длина участка трубопровода,защищаемая протекторами;

hэ - коэффициентэкранирования, определяемый по формуле (для протекторов ПМ5У, ПМ10У и ПМ20У):

, (8.51)

где а- расстояние между протекторами, м;

la - длина протектора, м.

е)срок службы протекторов Тп,год вычисляют по формуле:

(8.52)

где mп - масса протектора, кг;

q -теоретическая токоотдача материала протектора, А×ч/кг;

hи - коэффициент использованияматериала протектора (hи = 0,90);

hп - коэффициент полезногодействия протектора (hп = 0,6);

Iп.ср - средняя сила тока в цепипротектор-труба за планируемый период времени Тп, А;

ж)расчет параметров временной протекторной защиты производится следующим образом:

1)нефтепровод разбивают на участки длиной lз £ 10000 м, выделяя на нихместа с наименьшим удельным электрическим сопротивлением;

2)количество протекторов на участке нефтепровода длиною lз рассчитывают по формуле:

, (8.53)

где Uтзм - минимальный защитныйпотенциал трубопровода, В;

Uе - естественный потенциалтрубопровода, В;

Uп-электродный потенциал протектора, В;

Rпт - сопротивление единичногопротектора, Ом;

Rиз-сопротивление изоляции, Ом×м2;

и)Расчет количества протекторов для исключения вредного влияния на соседниеподземные коммуникации производится по формуле:

. (8.54)

9ПРОЕКТИРОВАНИЕ СОВМЕСТНОЙ ЗАЩИТЫ МНОГОНИТОЧНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Проектирование совместной защиты многониточных трубопроводов производится вслучаях:

- параллельного пролегания защищаемого трубопровода другому подземномуметаллическому сооружению (трубопроводу или кабелю связи);

- пересечения защищаемого трубопровода с незащищенным сооружением.

9.2При проектировании ЭХЗ МН должно быть исключено вредное влияние на соседниеподземные металлические сооружения, в том числе

- уменьшение по абсолютной величине минимального или увеличение поабсолютной величине максимального защитного потенциала на соседнихметаллических сооружениях, имеющих катодную поляризацию;

- появление опасности коррозии на соседних сооружениях, ранее нетребовавших защиты от нее (опасность коррозии пропорциональна смещениюпотенциала на этих сооружениях в положительную сторону).

9.3Полное устранение или уменьшение до безопасных пределов вредного влияниякатодной поляризации защищенного сооружения на смежные (параллельные)сооружения, не имеющие электрохимической защиты, должно быть обеспеченоследующими способами:

- устройством раздельной или совместной защиты;

- удалением анодного заземления катодной установки, являющегосяисточником вредного влияния, от незащищенного сооружения на расстояние не менее3y (y - расстояние между аноднымзаземлением и защищаемым трубопроводом);

- устройством перемычки в точке дренажа между МН и смежным сооружении;

- установкой протекторов или группы протекторов на смежном подземномсооружении.

9.4Параллельные магистральные трубопроводы должны быть совместно защищены от коррозиис целью исключения возможного вредного влияния и резервирования средств защиты.

9.5Расчет параметров установок совместной катодной защиты выполняется, так же каки для одиночных трубопроводов.

9.6Ток установок совместной катодной защиты определяют из выражения:

, (9.1)

где ii - величина тока, необходимая для защиты i-го трубопровода, А;

n -количество совместно защищаемых трубопроводов.

9.7Размещение катодных станций на параллельных трубопроводах производят поминимальной длине защитной зоны на конечный период эксплуатации проектируемойсовместной катодной защиты.

9.8В точке дренажа всех параллельных трубопроводов используют электрическуюперемычку с целью резервирования катодной защиты на случай отказа в работеодной из защитных установок.

9.9Точку дренажа установки совместной катодной защиты выбирают, исходя изсостояния изоляционного покрытия трубопровода: в общем случае, точку дренажаоборудуют на трубопроводе с наибольшей постоянной распространения тока(наименьшей длиной защитной зоны установки катодной защиты) или, в частномслучае, на трубопроводе с худшей изоляцией (требующим большего защитного тока).

9.10Перемычки должны размыкаться с целью контроля величины тока в перемычке иоблегчения наладки электрохимической защиты.

9.11Если трубопроводы имеют технологическую перемычку на расстоянии от точкидренажа менее 1/4 длины защитного плеча, тоэлектрические перемычки в точках дренажа не устанавливаются.

9.12Оптимальные схемы совместной катодной защиты параллельных трубопроводов сприменением подпочвенных и глубинных АЗ:

-одна катодная установка на все параллельные трубопроводы при общем токе защитына пятнадцатый год эксплуатации не более 40 А. Анодное заземление может бытьрасположено по любую сторону от трубопроводов;

-две катодных установки на параллельных трубопроводах при общем токе защиты напятнадцатый год эксплуатации не более 60 А. Анодные заземления катодныхустановок могут быть расположены как по одну сторону от трубопроводов, так и поразные стороны. При размещении анодных заземлений по одну сторону оттрубопроводов расстояние между ними должно быть не менее 3 их линейныхразмеров, но не менее 200 м;

-при токе защиты каждого трубопровода более 25 А катодные установки должны бытьоборудованы на каждом трубопроводе, а точки дренажа соединяют перемычками;

-при расстоянии между параллельными трубопроводами более 50 м независимо от силызащитного тока целесообразна установка катодных станций на каждом трубопроводе.

9.13Включение нескольких катодных станций с разными точками дренажа на одно анодноезаземление не допускается.

9.14В случаях, когда напряжения катодной станции недостаточно для обеспечениянеобходимого защитного тока допускается последовательное соединение двухкатодных станций (преобразователей).

9.15Электрические перемычки должны выполняться только с применениемконтрольно-измерительных пунктов, клеммы контрольной панели и проводники должныбыть рассчитаны на величину защитного тока.

9.16Электрические перемычки между трубопроводами должны быть установлены только вточках дренажа.

9.17Для снятия вредного влияния ЭХЗ на посторонние сооружения (трубопроводы, кабелисвязи и др.) должна быть установлена электрическая перемычка с резисторным блоком(кроме тех случаев, когда это влияние снимают протекторной установкой).

9.18Подключение перемычек между трубопроводом и кабелем связи должно выполняться вместах расположения соединительных муфт на кабелях связи.

10ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭХЗ УЗЛОВ ЗАДВИЖЕК И КАМЕР ПРИЕМА-ПУСКА ДИАГНОСТИЧЕСКИХ СНАРЯДОВ

10.1 Проектирование ЭХЗ эксплуатируемых узловзадвижек и камер приема-пуска диагностических снарядов.

10.1.1 Исходные данные для проектирования следуетполучить в процессе изысканий.

10.1.2 По результатам изысканий должны бытьопределены следующие данные:

а) координаты и параметры (защитный ток, напряжениеи номинальная мощность) ближайшей УКЗ;

б) сопротивления изоляционного покрытиянефтепровода;

в) удельное электрическое сопротивление грунта наглубине залегания МН в районе узлов задвижек и камер приема-пуска не менее чемв 5 точках;

г) Естественный потенциала трубопровода;

д) поляризационный потенциал и разность потенциаловтруба-земля при трех режимах ближайшей УКЗ (не нарушая требований помаксимальному потенциалу в точке дренажа);

е) удельное электрическое сопротивление грунта вместах возможного размещения анодного заземления дополнительной УКЗ или группыпротекторов.

10.1.3 На основании полученных исходных данныхопределить потребность в дополнительном защитном токе по формуле:

, (10.1)

гдеUтзм - минимальный защитныйпотенциал, В;

Uез - естественный потенциалузла задвижек, В;

Sз - площадь изолированнойповерхности узла задвижек или камер приема-пуска диагностических снарядов, м2;

Rпз-сопротивление изоляции узла задвижек или камер приема-пуска диагностическихснарядов, Ом×м2.

Необходимость катодной защиты узла задвижек иликамер приема-пуска диагностических снарядов существующей УКЗ определяется извыражения:

IУКЗ ≥ 0,7IдеaL, (10.2)

гдеα, L - соответственно постояннаяраспространения тока, 1/м, и расстояние между ближайшей УКЗ и узлом задвижекили камеры приема-пуска диагностических снарядов, м;

IУКЗ-защитный ток ближайшей УКЗ, А.

Если правая часть неравенства меньше защитного токаближайшей УКЗ, то дополнительных мер по катодной защите не требуется. Впротивном случае следует принять меры по усилению ЭХЗ. При этом следуетрассмотреть следующие меры:

- увеличение мощности ближайшей УКЗ;

- установка дополнительной УКЗ.

Решение о выборе той или иной меры зависит отвеличины тока защиты узла задвижек или камеры приема-пуска диагностическихснарядов и удельного электрического сопротивления грунта.

10.2 Проектирование ЭХЗ строящихся узлов задвижек икамер приема-пуска диагностических снарядов.

10.2.1 Узлы задвижек и камер приема-пускадиагностических снарядов должны иметь изоляционное покрытие внешнейповерхности, отвечающее тем же требованиям, что и изоляционное покрытиенефтепровода.

10.2.2 Защитное заземление электрооборудования наузлах задвижек и камер приема-пуска диагностических снарядов должно бытьвыполнено из оцинкованного стального проката.

10.2.3 Необходимый ток для защиты узла задвижек икамер приема-пуска диагностических снарядов следует рассчитывать по формуле (10.1).

10.2.4 Анодное заземление дополнительной УКЗ следуетрасполагать на максимально возможном расстоянии от защитного заземления, но неменее 100 м.

11ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭХЗ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ МН, А ТАКЖЕ ЭХЗ КОЖУХОВ НА ПЕРЕХОДАХЧЕРЕЗ ЖЕЛЕЗНЫЕ И АВТОМОБИЛЬНЫЕ ДОРОГИ

11.1 Проектирование ЭХЗ подводных переходов

11.1.1На переходах через водные преграды при ширине водоохранной зоны более 500 м наодном из берегов на расстоянии не более 1 км от уреза воды должна быть предусмотренаустановка катодной защиты. Допускается размещение установки катодной защиты насовмещенных площадках с береговыми задвижками. При ширине водоохранной зоныменее 500 м проектирование ЭХЗ производиться по требованиям раздела8.

11.1.2 На переходах через водные преграды по системе "труба втрубе" кожух должен быть защищен катодной установкой.

11.1.3На действующем трубопроводе проектирование и реконструкция катодной защитыдолжны производиться на основании результатов изысканий, в состав которых должнывключаться измерения смещения потенциала на одном из берегов при включении ивыключении установки катодной защиты на другом берегу.

11.1.4Расчет параметров катодной защиты для участка нефтепровода с подводнымпереходом производится по методике расчета, приведенной в разделе8, для начального сопротивления изоляции, равном 104 Ом×м2.

11.1.5Контрольно-измерительные пункты на подводном переходе устанавливаются всоответствии с требованиями раздела 15.

11.2 Проектирование ЭХЗкожухов на переходах через железные и автомобильные дороги

11.2.1Электрохимическая защита кожухов от подземной коррозии осуществляется приудельном электрическом сопротивлении грунта не более 500 Ом×м.

11.2.2Минимальный защитный потенциал определяют из таблицы 7.1. Длякожухов в грунтах низкой коррозионной агрессивности при удельном электрическомсопротивлении грунта более 100 Ом×м минимальное защитноесмещение поляризационного потенциала относительно естественного должно быть неменее 100 мВ (или смещение разности потенциалов с омической составляющей неменее 200 мВ).

11.2.3 Расчет ЭХЗ кожухов осуществляется следующимобразом:

а)защитный ток кожуха Iк, А, определяют извыражения:

, (11.1)

где Uкз.м - минимальная защитная разностьпотенциалов кожух -земля, В;

Uке - естественный потенциалкожуха, В;

Rк(t) - сопротивление кожуха, Ом, через t лет эксплуатации рассчитывается по формуле:

, (11.2)

где Rиз.к - сопротивление изоляциикожуха, Ом·м2;

γ - коэффициент, характеризующий изменениесопротивления изоляции во времени, 1/год;

ρг - удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м;

Dк - диаметр кожуха, м;

Lк - длина кожуха, м;

t - срокслужбы проектируемой системы ЭХЗ ;

б)количество протекторов, необходимых для защиты кожуха, определяют по формуле:

, (11.3)

где Iп - ток единичногопротектора, А. Расчет этой величины производят в соответствии по формулам раздела8. Выбор типа и определение количества протекторов производится на 15 годэксплуатации.

11.2.4Проектирование ЭХЗ действующего перехода осуществляется по данным обследования,в процессе которого:

- измеряется естественный потенциал трубопровода и кожуха;

- измеряется сопротивление кожуха.

На основании этих данных по формулам (11.1-11.3) определяют количествои тип протекторов.

12ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭХЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ НПС

12.1Исходными данными для проектирования электрохимической защиты являютсяследующие данные:

- план площадки с указанием размещения подземных инженерных сетей и ихобщей площади;

- удельное электрическое сопротивление грунтов на площадке и за еепределами на расстоянии не менее 50 м, а также результаты вертикальногоэлектрического зондирования грунтов на глубину до 150 м;

- максимальная температура перекачиваемого продукта;

- оценка влияния блуждающих токов от источников постоянного ипеременного тока.

12.2Задачей проектирования является определение количества средствэлектрохимической защиты, их мощности и размещения.

12.3Минимальная защитная плотность тока технологических и вспомогательныхтрубопроводов определяется исходя из данных об удельном электрическомсопротивлении грунта, опасности блуждающих токов и максимальной температуреперекачиваемого продукта (таблица 12.1).

Таблица 12.1

Значенияминимальной плотности защитного тока трубопроводов НПС

Удельное электрическое сопротивление грунтов, Ом×м	Наличие опасного влияния блуждающих токов	Максимальная температура перекачиваемого продукта, °С	Минимальная плотность защитного тока, мА/м2
Менее 10	Имеется	Более 20	35
	Не имеется	Менее 20	25
10 - 40	Имеется	Более 20	25
	Не имеется	Менее 20	17
Более 40	Имеется	Более 20	17
	Не имеется	Менее 20	12
Примечания 1 За величину удельного электрического сопротивления грунта принимается ее минимальное значение, полученное на площадке при инженерных изысканиях; 2 За максимальную температуру перекачиваемого продукта принимается максимальная среднесуточная температура этого продукта; 3 Оценка влияния блуждающих токов от источников постоянного и переменного тока производится в соответствии с требованиями действующих НД

12.4 Суммарный ток защиты трубопроводов НПС, Iпл, А, определяется поформуле:

, (12.1)

где jз.пл -минимальная защитная плотность тока, А/м2;

Si - площадь поверхности i-тоготрубопровода, м2;

Nпл - общее количество подземныхтрубопроводов на площадке НПС.

12.5Количество установок катодной защиты коммуникаций площадки МН NУКЗ, шт, определяется поформуле:

, (12.3)

где Iпл - общая сила защитного токаподземных коммуникаций площадки, А;

Iн - номинальная сила токакатодной станции (преобразователя), определяемая по технической документации,А;

kпл-коэффициент защиты от перегрузки катодных станций (для проектируемых площадок kпл = 0,7, для существующихплощадок kпл = 0,85).

12.6Электрохимическая защита технологических трубопроводов, противопожарноговодовода, трубопроводов раствора пенообразователя на НПС должна бытьосуществлена установками катодной защиты с протяженными анодными заземлениями.

12.6.1Требования к протяженным заземлениям:

-заземлители укладываются в одну траншею с трубопроводом. Минимальное расстояниеот заземлителя до трубы - 0,3 м;

-тип исполнения заземления - маслобензостойкий;

-для обеспечения пятидесятилетнего срока службы системы ЭХЗ необходимо в проектепредусмотреть резервирование протяженного анодного заземления (рисунок В.2, приложениеВ).

12.7Соединения строительных длин протяженных анодов в траншее производитсясоединительными муфтами с термоусаживающей манжетой.

Проводникиот начала и конца протяженного анода на площадке НПС должны быть выведены накоммутационный КИП.

12.8Электрохимическую защиту днищ резервуаров противопожарного запаса воды,резервуаров статического отстоя, резервуаров-накопителей совместно с ихобвязкой дополнительно выполнить станциями катодной защиты с распределеннымиили сосредоточенными анодными заземлениями.

12.8.1Требования к месту расположения глубинного анодного заземления:

-наименьшее удельное электрическое сопротивление грунта по данным изысканий примощности слоя грунта не менее 10 м;

-расположение глубинного анодного заземления относительно НПС: за ограждением нарасстоянии не менее 40 м, со стороны наибольшей плотности подземныхкоммуникаций.

12.9Катодные станции, глубинные и подпочвенные анодные заземления следует размещатьза пределами взрывоопасной и пожароопасной зон.

12.10На территории НПС необходимо устанавливать контрольно-измерительные пункты всоответствии с требованиями раздела15.

12.11При наличии блуждающих токов выбор и расчет параметров средствэлектрохимической защиты следует производить по указаниям раздела8.

Еслина нефтепроводе предусматривается установка электрических дренажей нарасстоянии от НПС до 10 км, то защита от блуждающих токов должна бытьосуществлена катодными станциями с автоматическим поддержанием защитногопотенциала.

13ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭХЗ РЕЗЕРВУАРОВ И РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ НПС

13.1 ЭХЗ новых резервуаров ирезервуарных парков НПС состоит из двух систем электрохимической защиты:

- ЭХЗ отдельных резервуаров(каждый резервуар имеет самостоятельную систему ЭХЗ);

- ЭХЗ технологическихтрубопроводов резервуарного парка.

13.2ЭХЗ днища вертикального стального резервуара должна проектироваться сприменением горизонтальных протяженных анодных заземлений.

Срокслужбы анодного заземления должен быть не менее 50 лет. Анодное заземление дляобеспечения указанного срока службы должно состоять из двух самостоятельныхконтуров со сроком службы не менее 25 лет, вводимых в эксплуатацию поочередно.Второй контур вводится в эксплуатацию по окончании рабочего ресурса первогоконтура. Схема расположения анодных заземлителей представлена на рисунке В.3 (приложениеВ).

13.3Требования к техническим характеристикам протяженных анодных заземлений,применяемых для защиты днищ резервуаров:

-материал сердечника - многопроволочный медный кабель, сечение не менее 10 мм2;

-тип исполнения заземления - маслобензостойкий.

13.4Проектирование ЭХЗ технологических трубопроводов резервуарного парка производятпо требованиям раздела12.

13.5Проектирование ЭХЗ существующих резервуаров и резервуарных парков производят наосновании данных обследования коррозионного состояния и состоянияпротивокоррозионной защиты, выполняемого в соответствии с Инструкцией пообследованию технологических и вспомогательных трубопроводов НПС.

13.6Катодная поляризация средствами ЭХЗ должна обеспечивать на всей поверхноститрубопроводов и резервуаров уровень защитных потенциалов в соответствии стребованиями раздела7 настоящих Норм.

13.7Для контроля остаточной скорости коррозии и уровня защитных потенциалов наднище РВС необходимо предусмотреть установку датчиков коррозии,неполяризующихся и биметаллических электродов сравнения в количестве,определенном таблицей 13.1. Расположение электродов представлено на рисунке В.3(приложениеВ).

Таблица 13.1

Количествоизмерительных электродов под днищем РВС

Наименование измерительных электродов	Количество измерительных электродов (не менее шт.) для РВС емкостью, м3
	100000	50000	30000	10000
Датчики коррозии	7	4	4	3
Неполяризующиеся электроды сравнения	8	8	8	6
Биметаллические электроды сравнения	8	4	4	3

Измерительные электроды необходимо размещать между протяженнымианодными заземлителями, при чем одну группу измерительных электродов следуетразместить в районе центра резервуара.

13.8Кабели от анодных заземлителей от каждого РВС должны быть выведены в клеммныйшкаф, располагаемый за пределами каре резервуара.

Всекабели от измерительных электродов должны быть выведены на одну сторону РВС иподключены к контрольно-измерительному пункту.

13.9Станции катодной защиты следует размещать за пределами взрывоопасной зоны, повозможности в КТП, ЩСУ или в помещениях с электроприводными задвижками.

13.10Станции катодной защиты трубопроводов НПС и резервуаров должны обеспечиватьавтоматическое поддержание требуемой величины защитных потенциалов ителеконтроль защитных потенциалов и защитного тока СКЗ.

13.11Параметры катодной защиты РВС в зависимости от удельного электрическогосопротивления песчаной засыпки и емкости резервуара приведены в таблице 13.2.

ЭХЗ должнаобеспечивать на внешней поверхности днища резервуара минимальную защитнуюплотность тока 0,0022 А/м2.

Таблица 13.2

Параметрыкатодной защиты днищ РВС

Параметры	Емкость РВС, м3
	100000	50000	20000	10000	5000
Количество анодов:
Основного контура	24	15	10	8	5
Резервного контура	23	14	9	7	5
Ток защиты, А	39,0	15,3	7,15	4,65	2,0
Мощность УКЗ, кВт	1,2	0,6	0,24	0,24	0,24
Примечания 1 При расчете мощности УКЗ удельное электрическое сопротивление грунта обратной засыпки принято - 100 Ом×м; 2 Диаметр анода - 0,036 м; 3 Сечение медного сердечника анода - 10 мм2

13.12 При ЭХЗ резервуарных парков анодные заземленияразмещаются непосредственно на площадке парка либо вне ее.

13.13Расчет ЭХЗ резервуарных парков проводится по следующим параметрам:

-суммарный ток защиты Iзп, А, резервуарного паркаопределяется по формуле:

, (13.13)

где jзп -минимальная защитная плотность тока коммуникаций, А/м2 (определяется из таблицы12.1);

Si - площадь поверхности i-того трубопровода, м2;

Nп - общее количествоподземных трубопроводов на площадке резервуарного парка.

-количество СКЗ определяется по формуле:

, (13.14)

где Iн - номинальная сила токакатодной станции (преобразователя), определяемая по технической документации,А.

14ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭХЗ ПРИЧАЛЬНЫХ СООРУЖЕНИЙ МОРСКИХ ТЕРМИНАЛОВ

14.1 Металлическиеконструкции терминала подвержены коррозионному воздействию агрессивной среды вчетырех зонах:

Первая зона - зонапогружения металлических конструкций в дно, где металл находится в контакте сгрунтом, насыщенным морской водой;

Вторая зона - зона контактаметаллической конструкции с морской водой;

Третья зона - зонапериодического смачивания, где металл периодически контактирует с морскойводой;

Четвертая зона - атмосфернаязона, где металл контактирует с морской атмосферой.

14.2 Во всех зонах металлдолжен быть защищен покрытием, предотвращающим непосредственный контакт скоррозионной средой.

14.3 Методы ЭХЗ могутэффективно применяться для защиты металлических конструкций только в первыхдвух зонах.

14.4 ЭХЗ терминалаосуществляют либо катодными установками, либо гальваническими анодами(протекторами), либо сочетанием катодных установок и протекторов.

14.5Защитный ток IЗ для площади поверхности S конкретной конструкциивычисляется по формуле:

IЗ = SfiЗ , (14.1)

где S - площадь поверхностиметаллических конструкций терминала, м2;

f -коэффициент оголения;

iЗ - защитная плотность тока,т.е. средняя плотность катодного защитного тока на предполагаемой открытойповерхности металла, подверженной воздействию морской воды, А/м2.

Значенияплотности тока в зависимости от свойств морской воды по NACE RP0176-2003 представлены в таблице 14.1.

Таблица14.1

Защитнаяплотность тока стали в морской воде

Удельное сопротивление морской воды, Ом×м	Температура воды, ОС	Волновое воздействие	Водное течение	Защитная плотность тока, А/м2
0,20	22	Среднее	Среднее	0,055
0,24	15	Среднее	Среднее	0,09
0,26-0,33	0-12	Высокое	Среднее	0,09
0,15	30	Среднее	Низкое	0,065
0,23-0,30	12-18	Высокое	Среднее	0,009
0,20	15-20	Среднее	Высокое	0,065
0,20-0,30	5-21	Низкое	Низкое	0,065
0,19	24	Среднее	Среднее	0,055
0,18	30	Низкое	Низкое	0,035

14.6 Минимальный защитный потенциал для стали вморской воде равен минус 0,85 В по насыщенному медно-сульфатному электродусравнения или минус 0,80 В по хлор-серебренному электроду сравнения.

14.7Коэффициент оголения f поISO/FDIS 15589-2 2004, является определяющим при расчетевеличины требуемого защитного тока.

f = a+ bt, (14.2)

где t - расчетный срок эксплуатации объекта, определяемый заказчиком;

а - начальное значениекоэффициента оголения (повреждения) (t=0);

b -среднее ежегодное увеличение коэффициента оголения.

14.8Значения а и b приведены в таблице 14.2(по ISO/FDIS 15589-2 2004).

Таблица14.2

Коэффициентыоголения изоляционных покрытий

Тип изоляционного покрытия	а	b
Мастичные покрытия с утяжеляющим обетонированием	0,010	0,0005
Эпоксидное покрытие с утяжеляющим обетонированием	0,010	0,0005
Эпоксидное покрытие	0,020	0,0010
Эластомерные материалы (полихлоропрен)	0,005	0,0002
Многослойное покрытие из полиэтилена или полипропилена с эпоксидной грунтовкой	0,005	0,0002
Многослойное покрытие из полиэтилена или полипропилена с эпоксидной грунтовкой и утяжеляющим обетонированием	0,0002	0,0001
Теплоизоляционные системы	0,0002	0,0001

14.9 В зависимости от величины требуемого защитноготока выбирают мощность катодного преобразователя и их количество.

14.10Анодные заземления следует проектировать с применением малорастворимых анодныхматериалов.

14.11Анодные заземления следует располагать в местах, где исключено их повреждение,либо необходимо предусмотреть защиту от этих повреждений.

14.12Протекторная защита стальных конструкций в морской воде с соленостью более3 % осуществляется гальваническими анодамииз сплавов на основе алюминия и цинка, электрохимические параметры, которыхприведены в пункте16.3. При низкой солености воды могут быть использованы гальваническиеаноды из сплава на основе магния.

15 ТРЕБОВАНИЯ КОБЕСПЕЧЕНИЮ КОНТРОЛЕПРИГОДНОСТИ ЗАЩИЩАЕМЫХ СООРУЖЕНИЙ

15.1Контрольно-измерительные пункты и контрольно-диагностические пункты на вновьпроектируемых и реконструируемых сооружениях должны отвечать следующимтребованиям:

-быть окрашенными в оранжевый цвет;

-иметь маркировку и привязку к трассе (с точностью ±10 м);

-конструкция пункта должна исключать доступ посторонних лиц к контрольномущитку.

15.2КИП для контроля поляризационного потенциала по ГОСТ9.602 должен иметь контрольный щиток с клеммами для присоединения катодноговывода от трубопровода и проводов (кабелей) от стационарного электродасравнения и вспомогательного электрода (датчика потенциала). Схема подключенияпредставлена на рисунке В.4а (приложениеВ).

15.3КИП для контроля работы протекторов, анодных заземлений и электрическихперемычек должен иметь не менее двух клемм для присоединения объектовизмерения.

15.4КИП для контроля совместной электрохимической защиты нескольких трубопроводовдолжен иметь контрольный щиток для присоединения катодных выводов, проводниковот стационарных электродов сравнения и датчиков для измерения поляризационногопотенциала каждого трубопровода.

15.5КДП должен иметь щиток с клеммами для присоединения: двух контрольных проводовот трубопровода для измерения тока в трубопроводе, проводников от стационарногоэлектрода сравнения, вспомогательного электрода и датчиков коррозии. Схемаподключения КДП представлена на рисунке В.4б (приложениеВ).

15.6КДП, оборудованные контрольными проводами от трубопровода для измерения тока втрубопроводе и датчиком коррозии, необходимо устанавливать в точках дренажа(рисунок В.5, приложениеВ) и на подводных переходах шириной водоохраной зоны более 500 м на обоихберегах.

15.7КИПы для контроля защиты трубопровода и кожуха должны быть установлены на обоихконцах кожуха, и иметь щиток с клеммами, соединенными с трубопроводом икожухом, электродами сравнения и датчиками поляризационного потенциала (рисунокВ.6, приложениеВ). КИП может быть совмещен с датчиками коррозии, при их установке напереходе через автомобильные или железные дороги.

15.8КИП устанавливают над осью трубопровода со смещением не далее 0,2 м от точкиподключения к трубопроводу контрольного провода.

15.9На магистральных нефтепроводах КИП подключают:

-на каждом километре (не реже, чем через 500 м при пересечении трубопроводомзоны действия блуждающих токов или грунтов с высокой коррозионнойагрессивностью);

-на расстоянии трех диаметров трубопровода от точек дренажа установокэлектрохимической защиты (за исключением одиночных протекторов) и отэлектрических перемычек;

-на расстоянии 30 м от площадок задвижек;

-на границе зон защиты между соседними УКЗ и устанавливают датчики коррозии;

-по одному на каждом берегу подводных переходов МН длиной меньше 500 м сдатчиками для измерения поляризационного потенциала;

-на каждой нитке подводного перехода МН с шириной водоохраной зоны более 500 мпо два на обоих берегах для контроля потенциала и тока в трубопроводе (попадению напряжения) с расстоянием между ними равном 100 м. Каждый КИП должениметь 2 катодных вывода с расстоянием между контактами, равном 10±0,1 м (рисунок В.7, приложениеВ);

-у пересечения трубопроводов с другими металлическими сооружениями;

-в культурной и осваиваемой зонах: у дорог, арыков, коллекторов и другихестественных и искусственных образований.

Примногониточной системе трубопроводов КИП устанавливают на каждом трубопроводе наодном поперечнике.

15.10На подземных технологических и вспомогательных трубопроводах НПС и резервуарныхпарков провода КИП подключают:

-к коммуникациям длиной более 50 м посередине с интервалом не более 50 м;

-на расстоянии не менее трех диаметров трубопровода от точек дренажа установокэлектрохимической защиты;

-в местах пересечения коммуникаций;

-в местах изменения направления при длине участка коммуникации более 50 м;

-в местах сближения коммуникаций с сосредоточенными анодными заземлениями прирасстоянии между ними до 50 м;

-не менее, чем в четырех диаметрально противоположных точках по периметру внешнейповерхности резервуаров (подключение кабелей к РВС следует производить с однойстороны резервуара).

15.11Допускается не устанавливать контрольно-измерительные пункты в указанных местах(кроме точек дренажа установок катодной, протекторной и дренажной защиты), еслиобеспечена возможность электрического контакта с трубопроводом и резервуаром.

15.12В местах подключения контрольного провода к трубопроводу должна быть обеспеченавозможность контакта неполяризующегося электрода сравнения с грунтом в зафиксированнойна поверхности земли точке.

15.13Средства ЭХЗ нефтепроводов, проложенные в условиях высокой коррозионнойопасности, должны иметь телеконтроль и телеуправление. Это требованиераспространяется на средства, расположенные на узлах крановых задвижек. Припроектировании средств ЭХЗ необходимо выбрать преобразователи, блок контролякоторых имеет выход к проектируемой системе автоматики и телемеханики.

16 ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ КСРЕДСТВАМ ЗАЩИТЫ ОТ КОРРОЗИИ

16.1 Требования к катоднымпреобразователям и дренажам

16.1.1Все элементы катодных преобразователей (катодных станций) и дренажей должныобеспечивать вероятность их безотказной работы на наработку 10000 ч не менее0,9 (при доверительной вероятности 0,8).

16.1.2Катодные станции, поляризованные автоматические и неавтоматические, а такжедренажи должны иметь плавную или ступенчатую регулировку выходных параметров понапряжению или току от 10 до 100 % номинальных значений.

16.1.3Пульсация тока на выходе катодных станций допускается не более 3 % на всех режимах.

16.1.4Катодные преобразователи и дренажи должны обеспечивать безопасностьобслуживания по классу защиту 01 по ГОСТ12.2.007.

16.1.5Уровень шума, создаваемый катодными преобразователями и дренажами, на всехчастотах не должен превышать 60 дБ.

16.1.6Катодные станции, автоматические поляризованные и дренажи должны иметь защитуот атмосферных перенапряжений на сторонах питания, нагрузки и блока управления;напряжение срабатывания защиты по стороне питания и нагрузки должно быть менееобратного напряжения применяемых вентилей, но не менее 250 В.

16.1.7Уровень индустриальных радиопомех, создаваемых катодными станциями и дренажами,не должен превышать значений, предусмотренных ГОСТ23511; уровень гармонических составляющих тока защиты при подключении крельсовым сетям железных дорог не должен превышать норм ГОСТ9.602.

16.1.8По условиям эксплуатации окрашенные поверхности катодных станций и дренажейдолжны относиться к категории размещения группы условий эксплуатации У1 по ГОСТ 9.104,иметь показатели внешнего вида не ниже IV класса по ГОСТ9.032, и окраска изделий должна быть светлых тонов.

16.1.9Конструкция и схема катодных станций и дренажей должны обеспечивать непрерывнуюработу без профилактического обслуживания и ремонта не менее 6 месяцев.

16.1.10Автоматические устройства катодной защиты должны обеспечивать стабильность токаили потенциала с погрешностью, не превышающей 2,5 % заданного значения.

16.1.11Катодные станции и дренажи должны соответствовать ГОСТ15150 в части:

-климатического исполнения У категории размещения I для работы при температурахот минус 45 °Сдо 45 °Св атмосфере типа П и при относительной влажности до 98 % при температуре 25 °С;

-климатического исполнения ХЛ категории размещения I для работы при температурахот минус 60 °Сдо 40 °Св атмосфере типа П и при относительной влажности до 98 % при температуре 25 °С.

16.1.12 Катодные станции и дренажи должны иметьстепень защиты от воздействия окружающей среды и от соприкосновения стоковедущими частями не ниже IР34 ГОСТ 14254 (дляавтоматических поляризованных дренажей допускается степень защиты не менее IP23при условии обеспечения степени защиты IP34 для блоков управления), допускатьтранспортирование по условию п. 8 и хранение по условиям п. 5, для южныхрайонов - по условиям п. 6 ГОСТ15150 и соответствовать требованиям безопасности ГОСТ12.2.007.0 и "Правилам устройства электроустановок".

16.1.13Коэффициент полезного действия катодных станций должен быть не менее 70 %.

16.1.14Соединительные кабели в установках катодной и дренажной защиты должны иметьполимерную шланговую изоляцию токоведущих жил без металлической оболочки спластмассовым шланговым покровом.

16.1.15Максимальная температура обмоток трансформатора и дросселя не должна превышать120 °Спри максимальной температуре эксплуатации.

16.1.16Входное сопротивление измерительных и регулирующих устройств на выходахподключения электродов сравнения автоматических катодных станций и дренажейдолжно быть не менее 10 МОм.

16.1.17Состав комплекта запасных частей и инструментов катодных станций и дренажейдолжен определяться, исходя из параметров надежности их элементов, иобеспечивать работу устройств не менее 50 % всего срока их службы.

16.1.18Все новые средства электрохимической защиты должны быть подвергнутыэксплуатационным испытаниям (в течение не менее одного года) на соответствиетребованиям настоящего документа в тех почвенно-климатических условиях, длякоторых предназначены данные средства.

(Измененная редакция, Изм. № 1)

16.1.19Средства катодной и дренажной защиты должны быть сопряжены с системойавтоматики и телемеханики с целью дистанционного контроля и регулированиязащитного потенциала сооружений.

16.2.Требования к анодным заземлителям

16.2.1Срок службы анодного заземлителя вместе контактным узлом и токоподводящемкабелем должен быть не менее 15 лет при максимально допустимой по техническимусловиям анодной плотности тока (для протяженных анодных заземлений,укладываемых в одну траншею с трубопроводом - не менее 30 лет).

16.2.2Скорость растворения анодного материала не должна превышать:

-длявысококремнистого чугуна - 0,3 кг/А∙год;

-дляграфитопласта - 0,6 кг/А∙год;

-дляграфитонаполненного эластопласта (гибких протяженных анодов) - 0,6кг/А∙год;

-длямагнетита - 0,03 кг/А∙год;

-дляокислов металлов на титановой подложке - 0,01 кг/А∙год.

16.2.3Контактный узел электродов анодного заземления и токоотводящего провода должныиметь изоляцию с сопротивлением не менее 0,5 МОм и выдерживать напряжениепостоянного тока не менее 5 кВ на 1 мм толщины изоляции.

16.3 Требования к гальваническиманодам

16.3.1Гальванические аноды должны иметь электрохимические параметры, указанные втаблице 16.1.

16.3.2Гальванические аноды должны быть изготовлены из сплавов на основе магния,алюминия или цинка, обладающих стабильным во время эксплуатации электроднымпотенциалом.

Приотключении от трубопровода протектор не должен самопассивироваться и приподключении должен восстанавливать прежнюю силу защитного тока.

Гальваническиеаноды, предназначенные для использования в грунтовых условиях, должны бытьразмещены в активаторе.

Таблица 16.1

Электрохимические параметры гальванических анодов

Материал анода (сплав)	Условия эксплуатации	Электродный потенциал по МСЭ, В (не более)	Практический электрохимический эквивалент, А∙год/кг (не менее)
Магний	В грунте	- 1,55	0,145
	В воде с соленостью £ 3 %	- 1,5	0,140
Алюминий	В морской воде	- 1,05	0,285
	Морские донные отложения	- 1,00	0,228
Цинк	В морской воде	- 1,03	0,089
	Морские донные отложения	- 0,98	0,086

16.4 Требования кдиодно-резисторным блокам

Диодно-резисторныеблоки должны иметь следующие параметры:

а)количество каналов - от 1 до 4;

б)номинальный ток канала - не менее 10 А;

в)сопротивление каждого канала - 0,24 Ом ±10 %;

г)степень защиты блока от воздействия окружающей среды и соприкосновения стоковедущими частями - не ниже IP34 по ГОСТ 14354;

д)блок должен иметь легко заменяемую защиту от атмосферных (грозовых)перенапряжений;

е)блоки должны иметь следующие показатели надежности:

1)наработка на отказ с вероятностью 0,9 - не менее 25000 ч;

2)установленный срок службы с вероятностью 0,9 - не менее 20 лет (обеспечиваетсякомплектом запасных частей);

ж)климатическое исполнение должно соответствовать требованиям к катоднымпреобразователям (п. 16.1).

16.5 Требования к долговременным электродамсравнения

Долговременные электродысравнения должны иметь следующие параметры:

а) собственный потенциалмедно-сульфатного электрода сравнения по отношению к хлорсеребряному электроду- 0,120±0,015 В;

б) сопротивление - не более100 Ом;

в) диапазон рабочихтемператур - от минус 40 до плюс 45 °С;

г) срок службы - не менее 10лет.

16.6 Требования к контрольно-измерительным пунктам

Контрольно-измерительные пункты (КИП) должны иметь следующие параметры:

а)иметь крышку с антивандальным замком;

б)клеммную панель с клеммами:

1)измерительными - до 48 шт.;

2)силовыми - до 8 шт.;

в)срок службы - не менее 30 лет.

Приложение А ЭХЗ

А.1 Расчет параметров УКЗ

(справочное) ПРИМЕРЫРАСЧЕТА

А.1.1 УКЗ с подпочвенным АЗ

Исходные данные:

- диаметр нефтепровода Dт = 1,02 м;

- толщина стенки трубы dт = 10 мм;

- удельное сопротивлениестали трубы rт = 0,245 Ом·мм2/м;

- среднее удельное сопротивлениегрунта rг = 50 Ом×м (рассчитывается по даннымизмерений удельного электрического сопротивления грунта по трассенефтепровода);

- глубина укладкинефтепровода Hт =1,5 м;

- сопротивление изоляции Rиз = 1×105 Ом×м2;

- срок службы проектируемойкатодной защиты T = 15 лет;

- коэффициент изменениясопротивления изоляции во времени g = 0,08 год-1;

- естественный потенциалтрубопровода Uе = минус 0,55 В;

- минимальный защитныйпотенциал Uзмин= минус 0,90 В;

- максимальный защитныйпотенциал Uзмак= минус 1,5 В;

- удельное электрическоесопротивление грунта в поле токов катодной защиты rз= 20 Ом×м;

- удельное электрическоесопротивление земли в месте расположения анодного заземления rга= 10 Ом×м;

- длина защитной зоны Lз = 25000 м.

Расчет:

Продольное сопротивлениенефтепровода (формула 8.1):

Ом/м.

Сопротивление растеканиюнефтепровода (формула 8.2):

Ом×м.

Расчет производится путемитераций. На первой итерации в правую часть уравнения подставляем Rр = 100 Ом×м и рассчитываем Rр в левой части. Полученноезначение Rр подставляем опять в правуючасть. Для удовлетворительной точности расчета (5 %) достаточно 2-3 итераций.

Сопротивление изоляциитрубопровода на пятнадцатый год эксплуатации (формула 8.4):

Rиз(15) = 1×105×е-0,08×15 = 30100 Ом×м2;

Постоянная распространениятока вдоль нефтепровода на пятнадцатый год эксплуатации (формула 8.6):

м-1.

Входное сопротивлениенефтепровода на 15-й год эксплуатации (формула 8.7):

Ом.

Параметр Р (формула 8.13):

Расстояние междутрубопроводом и анодным заземлением (формула 8.12):

м.

Принимаем y = 200 м (по п. 8.1.4).

Длина защитной зоны одной УКЗна конечный период эксплуатации (формула8.11):

м.

Уравнение решают методомпоследовательного приближения. Начальное значение определяют без учетапоследнего члена в знаменателе. Длина защитной зоны (с точностью до третьейзначащей цифры) может быть рассчитана с помощью двух - трех итераций.

Расчетная величиназначительно больше заданной длины защитной зоны. Уменьшим максимальный защитныйпотенциал до величины Uзмак= -1,0 В. Тогдадлина защитной зоны одной УКЗ составит

м.

Ток УКЗ на конечный периодэксплуатации (формула 8.14):

A.

Постоянная распространениятока вдоль нефтепровода на начальный период эксплуатации (формула 8.6):

м-1.

Входное сопротивление нефтепроводана начальный период эксплуатации (формула8.7):

Ом;

Ток УКЗ на начальный периодэксплуатации (формула 8.14):

A

В качестве анода выбранэлектрод с параметрами: la = 1,5 м, da = 0,07 м, М = 40 кг, q = 0,3кг/A·год. Расстояние между анодами а= 2,25 м.

Сопротивление растеканию 1электрода заземления при его вертикальном расположении (формула 8.18):

Ом.

Средний ток защиты катоднойстанции за период эксплуатации (формула8.22):

A.

Срок службы единичногоанодного заземления (формула 8.21):

года.

Необходимое число анодов 1шт.

Напряжение на выходе УКЗ (формула 8.15) (сопротивлениемпроводов пренебрегаем):

V = 1,3×2,36(0,232 + 4,14) = 13,4 В.

Мощность катодной станции (формула 8.17):

W = 13,4×2,36 = 31,7 Вт.

А.1.2 УКЗ с протяженным АЗ

Исходные данные указаны в п."УКЗ с подпочвенным АЗ".

Дополнительные исходныеданные:

- удельное электрическоесопротивление грунта rг= 260 Ом×м;

- диаметр протяженного АЗ dпа = 0,036 м;

- глубина укладкипротяженного АЗ hпа = 2 м;

-площадь сечения сердечника протяженного АЗ , Sac = 25 мм2;

-скорость растворения протяженного АЗ, q = 0,6 кг/А×год;

-удельное электрическое сопротивление сердечника протяженного АЗ, rас = 0,017 Ом×мм2/м;

-коэффициент неоднородности грунта, kг= 5;

-коэффициент запаса, kз = 0,8;

-удельный вес токопроводящей резины, g = 1,3 тн/м3;

-срок службы протяженного АЗ 25 лет.

Расчет:

Сопротивление растеканиюнефтепровода (формула 8.2):

Ом×м.

Сопротивление изоляциитрубопровода на пятидесятый год эксплуатации (формула 8.4):

Rиз(50) = 1×105×е-0,08×50 = 1830 Ом×м2.

Постоянная распространения токавдоль нефтепровода на пятидесятый год эксплуатации (формула 8.6):

м-1.

Входное сопротивлениенефтепровода на пятидесятый год эксплуатации (формула 8.7):

Ом.

Длиназащитной зоны УКЗ с протяженным АЗ (формула8.32):

м

Уменьшим максимальныйзащитный потенциал до величины Uзмак= -1,25 В. Тогдадлина защитной зоны одной УКЗ составит

м.

Сила тока УКЗ с протяженнымАЗ (формула 8.33):

А

Продольноесопротивление протяженного анода (формула8.35):

Ом/м.

Сопротивлениерастеканию протяженного анода (формула8.34):

Ом×м.

Постояннаяраспространения тока вдоль протяженного анода (формула 8.37):

1/м.

По таблице8.2 выбираем lпa =1200 м.

Входноесопротивление протяженного анода при условии, что точка дренажа разбиваетзащищаемый участок трубопровода на плечи равной длины (формула 8.36):

Ом.

Массатокопроводящей резины 1 метра протяженного анода (формула 8.39):

кг/м.

Линейнаяплотность тока анода в точке дренажа, А/м (формула 8.40):

j(0) = 0,5×1,0×10-3×0,75×9,88cth(0,5×1,0×10-3×1200) = 0,007 А/м.

Срокслужбы протяженного анодного заземления определяют исходя из максимальнойлинейной плотности тока в точке подсоединения дренажного кабеля (формула 8.38):

лет.

ПротяженноеАЗ проходит по сроку службы при наличии резервной линии протяженного АЗ.

Напряжение на выходе УКЗ (формула 8.15) (сопротивлениемпроводов пренебрегаем):

V = 1,3×9,88(0,059 + 0,64) = 8,98 В.

Мощность катодной станции (формула 8.17):

W = 9,88×8,98 = 88,7 Вт.

Проведемрасчет для протяженного АЗ со слоем повышенного сопротивления Rпп=3000 Ом·м и толщине слоя 10мм.

Сопротивлениерастеканию протяженного анода (формула8.41):

Ом×м.

Постояннаяраспространения тока вдоль протяженного анода (формула 8.37):

1/м.

По таблице8.2 выбираем lпa =1200 м.

Входноесопротивление протяженного АЗ (формула8.36):

Ом.

Линейнаяплотность тока анода в точке дренажа, А/м (формула 8.40):

j(0) = 0,5×8,5×10-4×0,75×9,88cth(0,5×8,5×10-4×1200) = 0,0068 А/м.

Срокслужбы протяженного анодного заземления определяют исходя из максимальнойлинейной плотности тока в точке подсоединения дренажного кабеля (формула 8.38):

лет.

ПротяженноеАЗ со слоем повышенного сопротивления 3000 Ом×м проходит по сроку службыпри наличии резервной линии протяженного АЗ.

Напряжение на выходе УКЗ (формула 8.15) (сопротивлениемпроводов пренебрегаем):

V = 1,3×9,88(0,059 + 0,88) = 12,1 В.

Мощность катодной станции (формула 8.17):

W = 9,88×12,1 = 120 Вт.

А.2 Расчет протекторнойзащиты

Исходные данные:

- сопротивление изоляции Rиз = 5·104 Ом×м2;

- коэффициент старенияизоляции g = 0,11 год-1;

- срок эксплуатациипротекторной защиты T = 15 лет;

- стационарный потенциалпротектора Uп = минус 1,60 В;

- естественный потенциалтрубопровода Uе = минус 0,55 В;

- минимальный защитныйпотенциал Uм= минус 0,9 В;

- среднее удельноеэлектрическое сопротивление грунта rг = 20 Ом×м (рассчитывается по даннымизмерений удельного электрического сопротивления грунта по трассенефтепровода);

-теоретическая токоотдача материала протектора, q = 2330 А×ч/кг;

-коэффициент полезного действия протектора hп = 0,6;

-длина участка трубопровода, которую необходимо защитить протекторами lз = 10000 м.

Расчет:

Сопротивление изоляциитрубопровода на пятнадцатый год эксплуатации (формула 8.4):

Rиз(15) = 5×104×е-0,11×15 = 9600 Ом·м2.

Сопротивлениеодного протектора типа ПМ10У (формула8.48):

Rрп = 0,47·20 + 0,18 = 9,58 Ом.

Сопротивлениемпроводов пренебрегаем.

Длиназащитной зоны одного протектора (формула8.45):

м.

Токв цепи протектор-трубопровод (формула8.46):

А.

Прогнозируемыйсрок службы протектора (формула 8.52):

лет.

Посколькусрок службы протекторной защиты составляет 15 лет, то выбранный тип протектораимеет большой запас по сроку службы. Если выбрать протектор типа ПМ5У, то длянего:

Rрп = 0,57·20 + 0,24 = 11,6 Ом;

А; лет.

Выбираемв качестве протекторов ПМ5У.

Количествопротекторов, равномерно распределенных по защищаемому участку трубопроводадлиной 10 км (коэффициент экранирования ≈ 1):

.

А.3 Расчет ЭХЗ кожухов

Исходные данные:

- диаметр кожуха Dк = 1,5 м;

- длина кожуха Lк = 100 м;

- удельное электрическоесопротивление грунта rг = 20 Ом·м;

- сопротивление изоляциикожуха Rиз.к = 1·104 Ом·м2;

- коэффициент старения изоляциикожуха g = 0,125 год-1;

- срок действия протекторнойзащиты кожуха T = 15 лет;

- естественный потенциалкожуха Uке = минус 0,55 В;

- минимальный защитнаяразность потенциалов кожух-земля Uкз.м= минус 0,9 В;

Расчет:

Сопротивлениекожуха (формула 11.2):

Ом.

Защитныйток кожуха (формула 11.1):

А

Впримере расчета протекторной защиты протекторов (см. выше), было показано, чтов грунте с rг = 20 Ом·м требуемый срок службы 15 лет обеспечиваютпротекторы ПМ5У, каждый из которых создает ток 0,057 А. Используем это значениетока и для кожуха, поскольку Uке=Uе.Тогда количествопротекторов, необходимых для защиты кожуха равно (формула 11.3):

.

Принимаемчисло протекторов равным 3.

А.4Расчет дренажной защиты

Исходныеданные:

-расстояние между трубопроводом и электрифицированной железной дорогой - 0,5 км;

-расстояние от трубопровода до тяговой подстанции э/железной дороги - 4 км;

-изоляционное покрытие трубопровода - нормального типа;

срокслужбы дренажной защиты - 15 лет;

-количество параллельных трубопроводов - 1;

-ток нагрузки тяговой подстанции, iТП = 8000 А;

-длина дренажного кабеля, lк = 500 м;

-удельное сопротивление материала кабеля, rм = 0,02 Ом·мм2/ м;

-дренажный кабель подсоединяется к средней точке путевого дросселя.

Расчет:

Длярасчета дренажного тока на основании данных таблиц 8.3-8.9принимаем следующие значения коэффициентов:

-коэффициент, учитывающий расстояние между трубопроводом и электрифицированнойжелезной дорогой, (для расстояния 0,5-1 км К1 = 0,4);

-коэффициент, учитывающий расстояние от трубопровода до тяговой подстанции, (длярасстояния более 3 км К2 = 0,1);

-коэффициент, учитывающий тип изоляционного покрытия трубопроводов, (дляпокрытия нормального типа К3 = 0,9);

-коэффициент, учитывающий срок эксплуатации трубопровода (для срока эксплуатации15 лет К4 = 0,9);

-коэффициент, учитывающий количество параллельно уложенных трубопроводов, (дляодной нитки К5 = 0,75);

-допустимое падение напряжения в дренажном кабеле DUд = DUк = 3 В.

Дренажныйток не должен превышать (формула8.42):

iд = 0,2×8000×0,4×0,1×0,9×0,9×0,75 = 38,9 А.

Сечениедренажного кабеля (формула 8.43):

мм2.

Приложение Б
(справочное) Удельные плотности защитного тока

Удельныеплотности защитного тока в зависимости от типа изоляционного покрытиянефтепроводов представлены в таблице Б.1.

ТаблицаБ.1

Длительность эксплуатации, годы	Удельные нормы расхода защитного тока (мкА/м2) в зависимости от сопротивления изоляции (Ом×м2)
	10000	50000	100000	300000
0	60	12	6,0	2,0
1	68	13,5	6,5	2,1
2	76	15	7,0	2,3
3	86	17	7,6	2,4
4	97	19	8,3	2,5
5	109	22	9,0	2,7
6	123	25	9,7	2,9
7	138	28	10,5	3,0
8	157	31	11,4	3,2
9	177	35	12,3	3,4
10	199	40	13,4	3,6
11	225	45	14,5	3,9
12	253	51	15,7	4,1
13	285	57	17,0	4,4
14	320	64	18,4	4,6
15	360	73	20	4,9
16	410	82	22	5,2
17	460	93	23	5,6
18	520	110	25	5,9
19	590	120	27	6,3
20	660	130	30	6,6
21	745	150	3	7,1
22	840	170	35	7,5
23	950	190	38	8,0
24	1070	210	41	8,4
25	1200	240	44	9,0
26	1360	270	48	9,5
27	1530	310	52	10,1
28	1730	350	56	10,7
29	1950	390	61	11,4
30	2200	440	66	12,1
32	2790	560	78	13,6
34	3550	710	91	15,4
36	4500	910	107	17,3
38	5740	1150	125	20
40	7290	1460	147	22

Приложение В
(справочное) Схемы подключения средств электрохимическойзащиты

Рисунок В.1 - Схема подключения протекторных групп кнефтепроводу на участках пересечения/сближения с ЛЭП 220 кВ и более

Планразмещения анодов под днищем резервуара. М 1:200

Рисунок В.2 - Схема расположения протяженных анодныхзаземлителей, уложенных в одну траншею с нефтепроводом

Рисунок В. 4 - Схема подключения КИП к нефтепроводу:

а) КИП для измерения поляризационного потенциала;

б) КДП сблоком пластин-индикаторов (БПИ).

 

 

Рисунок В.5 - Монтажные схемы подключения УКЗ кнефтепроводу и расстановка КИП в точке дренажа и задвижки

 

Рисунок В.6 -Схема подключения протекторных групп на кожухах на переходах нефтепровода черезавтомобильные и железные дороги

Рисунок В.7 -Схема размещения КИП на подводных переходах протяженностью водоохраной зоныболее 500 м

Приложение Г
(рекомендуемое) ПРОГРАММЫ РАСЧЕТА ПАРАМЕТРОВ ЭХЗ

Дренажная защита

Протекторная защита трубыи кожуха

ЭХЗ днища резервуара

Исходные данные

Диаметр вертикального резервуара, м	60
Срок службы проектируемой защиты, год	25
Удельное электрическое сопротивление песчаной подушки под днищем, Ом∙м	100
Расстояние от днища резервуара до центра анода, м	0,8
Минимальная защитная плотность тока на наружной поверхности днища, А/м2	0,004
Площадь сечения медной жилы анода, мм2	16
Электрохимический эквивалент анода, кг/A∙год	0,5
Диаметр анода, м	0,036

Результаты расчетов

Ширина защитной зоны анода, м	2,1
Количество анодов	29
Длина анодов, м	15,6	26,6	33,7	39,1	43,4	47	50	52,5	54,6	56,3	57,7	58,7	59,4	59,9	60	59,9	59,4	58,7	57,7	56,3	54,6	52,5	50	47	43,4	39,1	33,7	26,6	15,6
Ток УКЗ, А	22,8
Напряжение УКЗ, В	50,9
Мощность УКЗ, Вт	1162