Особенности проектирования временной защиты магистральных газопроводов
14.1 При строительстве газопровода до ввода в строй основных средств электрохимической защиты в качестве временной защиты следует использовать систему защиты с помощью магниевых протекторов типа ПМ 10У.
В случае строительства газопровода параллельно построенному трубопроводу, оснащенному системой катодной защиты, временную защиту возможно осуществлять путем временного подключения средств электрохимической защиты от эксплуатируемого трубопровода.
14.2 Для расчета временном защиты от коррозии магистрального газопровода с помощью протекторов определяют их необходимое количество. Расчет выполняют в соответствии с разделом 9.
14.3 Длину защитной зоны протектора для газопроводов диаметром 0,80, 1,02 и 1,42 м при проектируемом сроке службы временной защиты от 3 до 24 месяцев в зависимости от удельного сопротивления грунта и переходного сопротивления сооружения можно определить по таблице 14.1.
Таблица 14.1 - Длина участка трубопровода, защищаемая одним протектором
| Диаметр тр-да, м | Удельное сопротивление грунта, Ом·м | Защитный потенциал тр-да, В, м.с.э. | Сила тока протектора, А | Длина защитной зоны протектора, м | ||||||||
| Срок службы протектора, мес. | ||||||||||||
| Для трубопроводов с Rиз = 50000 Ом·м2 | ||||||||||||
| 0,8 | 0,95 | 0,220 | ||||||||||
| 0,8 | 7,5 | 0,95 | 0,160 | |||||||||
| 0,8 | 0,85 | 0,096 | ||||||||||
| 0,8 | 0,85 | 0,025 | ||||||||||
| 0,8 | 0,85 | 0,015 | ||||||||||
| 1,02 | 0,95 | 0,220 | ||||||||||
| 1,02 | 7,5 | 0,95 | 0,160 | |||||||||
| 1,02 | 15,0 | 0,85 | 0,096 | |||||||||
| 1,02 | 60,0 | 0,85 | 0,025 | |||||||||
| 1,02 | 100,0 | 0,85 | 0,015 | |||||||||
| 1,22 | 5,0 | 0,95 | 0,220 | |||||||||
| 1,22 | 7,5 | 0,95 | 0,160 | |||||||||
| 1,22 | 15,0 | 0,85 | 0,096 | |||||||||
| 1,22 | 60,0 | 0,85 | 0,025 | |||||||||
| 1,22 | 100,0 | 0,85 | 0,015 | |||||||||
| 1,42 | 5,0 | 0,95 | 0,220 | |||||||||
| 1,42 | 7,5 | 0,95 | 0,160 | |||||||||
| 1,42 | 15,0 | 0,85 | 0,096 | |||||||||
| 1,42 | 60,0 | 0,85 | 0,025 | |||||||||
| 1,42 | 100,0 | 0,85 | 0,015 | |||||||||
| Для трубопроводов с Rиз = 100000 Ом·м2 | ||||||||||||
| 0,8 | 5,0 | 0,95 | 0,220 | |||||||||
| 0,8 | 7,5 | 0,95 | 0,160 | |||||||||
| 0,8 | 15,0 | 0,85 | 0,096 | |||||||||
| 0,8 | 60,0 | 0,85 | 0,025 | |||||||||
| 0,8 | 100,0 | 0,85 | 0,015 | |||||||||
| 1,02 | 5,0 | 0,95 | 0,220 | |||||||||
| 1,02 | 7,5 | 0,95 | 0,160 | |||||||||
| 1,02 | 15,0 | 0,85 | 0,096 | SS41 | ||||||||
| 1,02 | 60,0 | 0,85 | 0,025 | |||||||||
| 1,02 | 100,0 | 0,85 | 0,015 | |||||||||
| 1,22 | 5,0 | 0,95 | 0,220 | |||||||||
| 1,22 | 7,5 | 0,95 | 0,160 | |||||||||
| 1,22 | 15,0 | 0,85 | 0,096 | |||||||||
| 1,22 | 60,0 | 0,85 | 0,025 | |||||||||
| 1,22 | 100,0 | 0,85 | 0,015 | |||||||||
| 1,42 | 5,0 | 0,95 | 0,220 | |||||||||
| 1,42 | 7,5 | 0,95 | 0,160 | |||||||||
| 1,42 | 15,0 | 0,85 | 0,096 | |||||||||
| 1,42 | 60,0 | 0,85 | 0,025 | |||||||||
| 1,42 | 100,0 | 0,85 | 0,015 | |||||||||
| Для трубопроводов с Rиз = 300000 Ом·м2 | ||||||||||||
| 0,8 | 5,0 | 0,95 | 0,220 | |||||||||
| 0,8 | 7,5 | 0,95 | 0,160 | |||||||||
| 0,8 | 15,0 | 0,85 | 0,096 | |||||||||
| 0,8 | 60,0 | 0,85 | 0,025 | |||||||||
| 0,8 | 100,0 | 0,85 | 0,015 | |||||||||
| 1,02 | 5,0 | 0,95 | 0,22 | |||||||||
| 1,02 | 7,5 | 0,95 | 0,160 | |||||||||
| 1,02 | 15,0 | 0,85 | 0,096 | |||||||||
| 1,02 | 60,0 | 0,85 | 0,025 | |||||||||
| 1,02 | 100,0 | 0,85 | 0,015 | |||||||||
| 1,22 | 5,0 | 0,95 | 0,220 | |||||||||
| 1.22 | 7,5 | 0,95 | 0,160 | |||||||||
| 1,22 | 15,0 | 0.85 | 0,096 | |||||||||
| 1,22 | 60,0 | 0,85 | 0,025 | |||||||||
| 1,22 | 100,0 | 0,85 | 0,015 | |||||||||
| 1,42 | 5,0 | 0,95 | 0,220 | |||||||||
| 1,42 | 7,5 | 0,95 | 0,160 | |||||||||
| 1,42 | 15,0 | 0,85 | 0,096 | |||||||||
| 1,42 | 60,0 | 0,85 | 0,025 | |||||||||
| 1,42 | 100,0 | 0,85 | 0,015 | |||||||||
14.4 Если по расчетам длина защитной зоны протектора больше участка трубопровода между крановыми узлами, следует проектировать по одному протектору на один крановый узел. Дополнительные протекторы устанавливаются по результатам наладки временной защиты.
14.5 При расчетной длине защитной зоны протектора меньше 5 км необходимо устанавливать групповые установки протекторов. При этом расчетное количество протекторов, необходимое для защиты участка трубопровода, следует увеличивать в 1,3-1,4 раза.
14.6 В анодных и знакопеременных зонах блуждающих токов количество протекторов следует удваивать относительно расчетного количества.
В анодных зонах следует проектировать групповые протекторные установки. Расстояние между протекторами в групповой протекторной установке должно быть не менее 5 м.
14.7 В катодных и знакопеременных зонах должны использовать поляризованные протекторы, которые подключают к защищаемому трубопроводу через полупроводниковые элементы.
Приложение А
(рекомендуемое)
ЗНАЧЕНИЯ ПРОДОЛЬНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ТРУБОПРОВОДА Rт ПРИ РАЗЛИЧНОЙ ТОЛЩИНЕ СТЕНКИ ТРУБЫ (rт = 2,45 · 10-7 Ом·м; t = +20 °С)
Таблица А.1 - Толщина стенки трубы от 4 до 9,5 мм
| Диаметр трубы | Толщина стенки трубы dт · 10-3, м | ||||||||||
| 4,0 | 5,0 | 5,5 | 6,0 | 6,5 | 7,0 | 7,5 | 8,0 | 8,5 | 9,0 | 9,5 | |
| 0,146 | 137,0 | 111,0 | 101,0 | 92,8 | 86,0 | 80,2 | 75,1 | 70,6 | |||
| 0,152 | 132,0 | 106,0 | 96,8 | 89,0 | 82,5 | 76,8 | 72,0 | 67,7 | |||
| 0,159 | 126,0 | 101,0 | 92,4 | 85,0 | 78,7 | 73,3 | 68,6 | 64,6 | |||
| 0,168 | 119,0 | 95,7 | 87,3 | 80,2 | 74,3 | 69,2 | 64,8 | 60,9 | |||
| 0,180 | 111,0 | 89,1 | 81,3 | 74,7 | 69,2 | 64,4 | 60,3 | 56,7 | |||
| 0,194 | 103,0 | 82,5 | 75,2 | 69,1 | 64,0 | 59,6 | 55,8 | 52,4 | |||
| 0,219 | 90,7 | 72,9 | 66,4 | 61,0 | 56,5 | 52,6 | 49,2 | 46,2 | |||
| 0,245 | 80,9 | 65,0 | 59,2 | 54,4 | 50,3 | 46,8 | 43,8 | 41,1 | |||
| 0,273 | 72,5 | 58,2 | 53,0 | 48,7 | 45,0 | 41,9 | 39,2 | 36,8 | |||
| 0,299 | 66,1 | 53,1 | 48,3 | 44,4 | 41,0 | 38,2 | 35,7 | 33,5 | |||
| 0,325 | 60,7 | 48,7 | 44,4 | 40,7 | 37,7 | 35,0 | 32,8 | 30,8 | |||
| 0,377 | 52,3 | 41,9 | 38,2 | 35,0 | 32,4 | 30,1 | 28,1 | 26,4 | 24,9 | ||
| 0,426 | 46,2 | 37,0 | 33,7 | 30,9 | 28,6 | 26,6 | 24,8 | 23,3 | 22,0 | 20,8 | |
| 0,530 | 29,7 | 27,0 | 24,8 | 22,9 | 21,3 | 19,9 | 18,7 | 17,6 | 16,6 | ||
| 0,720 | 16,8 | 15,6 | 14,6 | 13,7 | 12,9 | 12,2 | 11,6 | ||||
| 0,820 | 12,8 | 12,0 | 11,3 | 10,7 | 10,1 | ||||||
| 1,020 | 8,57 | 8,12 |
Примечание - В расчет за Rт принимается величина, указанная в таблице и умноженная на 10-6. Например, для труб диаметром 0,82 м и толщиной стенки 8 мм продольное сопротивление равно: Rт =12,0·10-6 Ом·м.
Таблица А.2 - Толщина стенки трубы от 10 до 20 мм
| Диаметр трубы Dт, м | Толщина стенки трубы dт · 10-3, м | ||||||||||
| 10,00 | 10,5 | 11,0 | 11,5 | 12,0 | 12,5 | 14,0 | 15,0 | 16,0 | 17,0 | 20,0 | |
| 0,72 | 11,00 | 10,50 | 10,00 | ||||||||
| 0,82 | 9,63 | 9,18 | 8,76 | 8,39 | |||||||
| 1,02 | 7,72 | 7,36 | 7,03 | 6,72 | 6,45 | 6,19 | 5,54 | 5,17 | 4,85 | 4,57 | |
| 1,22 | 5,86 | 5,61 | 5,38 | 5,17 | 4,62 | 4,31 | 4,05 | 3,81 | 3,25 | ||
| 1.42 | 3,96 | 3,70 | 3,47 | 3,27 | 2,79 | ||||||
| 1,62 | 3,47 | 3,24 | 3,04 | 2,86 | 2,44 |
Примечание - В расчет за Rm принимается величина, указанная в таблице и умноженная на 10-6. Например, для труб диаметром 1,02 м и толщиной стенки 12 мм продольное сопротивление равно Rm = 6,45·10-6 Oм/м.
Приложение Б
(справочное)
ЗАВИСИМОСТЬ СОПРОТИВЛЕНИЯ РАСТЕКАНИЮ ТОКА НЕИЗОЛИРОВАННОГО ТРУБОПРОВОДА ОТ УДЕЛЬНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ГРУНТА
Рисунок Б.1
Библиография
1 СНиП 2.05.06-85* "Магистральные трубопроводы".
2 ВРД 39-1.10-006-2000 Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов.
3 Правила устройства электроустановок - Главгосэнергонадзор России, 1998.
4 Руководство по эксплуатации систем противокоррозионной защиты трубопроводов. - ВНИИГАЗ, 2004.
5 Руководство по эксплуатации систем коррозионного мониторинга магистральных газопроводов. - ВНИИГАЗ, 2004.