|
Стр. 7
(рекомендуемое)
ПРОТОКОЛ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СРЕДНЕЙ ПЛОТНОСТИ КАТОДНОГО ТОКА
Город ___________________
Дата отбора проб "__" __________ ____ год
----T------------T----------T------------------T-----------------¬
¦ N ¦Адрес пункта¦ N пункта ¦ Ячейка 1 ¦ Ячейка 2 ¦
¦п/п¦отбора проб ¦ по схеме +-------T----T-----+------T----T-----+
¦ ¦ ¦ ¦t, мин.¦Е, В¦J, A ¦ t, ¦Е, В¦J, A ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦(мкА)¦ мин. ¦ ¦(мкА)¦
+---+------------+----------+-------+----+-----+------+----+-----+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ 9 ¦
+---+------------+----------+-------+----+-----+------+----+-----+
+---+------------+----------+-------+----+-----+------+----+-----+
L---+------------+----------+-------+----+-----+------+----+------
----------------T------------------T---------------T-------------¬
¦ Ячейка 3 ¦ Среднее значение ¦ Средняя ¦Коррозионная ¦
+----T----T-----+ силы тока, ¦плотность тока,¦агрессивность¦
¦ t, ¦Е, В¦J, A ¦ J , A (мкА) ¦ J , А/кв. м ¦ грунта ¦
¦мин.¦ ¦(мкА)¦ ср ¦ ср ¦ ¦
+----+----+-----+------------------+---------------+-------------+
¦ 10 ¦ 11 ¦ 12 ¦ 13 ¦ 14 ¦ 15 ¦
+----+----+-----+------------------+---------------+-------------+
+----+----+-----+------------------+---------------+-------------+
L----+----+-----+------------------+---------------+--------------
Анализ провел _________________
"__" _______ 200_ года
Приложение И
(рекомендуемое)
СВОДНАЯ ВЕДОМОСТЬ
РЕЗУЛЬТАТОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОРРОЗИОННОЙ АГРЕССИВНОСТИ
ГРУНТОВ ПО ОТНОШЕНИЮ К СТАЛИ
----T-----T------T-------------T--------------T---------T--------¬
¦ N ¦Адрес¦ N ¦Удельное ¦Удельное ¦Средняя ¦Оценка ¦
¦п/п¦ ¦пункта¦сопротивление¦сопротивление ¦плотность¦коррози-¦
¦ ¦ ¦ по ¦грунта, опре-¦грунта, опре- ¦катодного¦онной ¦
¦ ¦ ¦схеме ¦деленное в ¦деленное в ла-¦ тока, ¦агрес- ¦
¦ ¦ ¦ ¦полевых усло-¦бораторных ус-¦А/куб. м ¦сивности¦
¦ ¦ ¦ ¦виях, Ом x м ¦ловиях, Ом x м¦ ¦грунта ¦
+---+-----+------+-------------+--------------+---------+--------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦
+---+-----+------+-------------+--------------+---------+--------+
+---+-----+------+-------------+--------------+---------+--------+
+---+-----+------+-------------+--------------+---------+--------+
L---+-----+------+-------------+--------------+---------+---------
Приложение:
1. План (схема) трубопровода.
2. Протоколы измерений (Приложения Е, Ж, З).
Приложение К
(рекомендуемое)
ПРОТОКОЛ ИЗМЕРЕНИЙ ПОТЕНЦИАЛА ТРУБОПРОВОДА
ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ ОПАСНОСТИ ПОСТОЯННЫХ БЛУЖДАЮЩИХ ТОКОВ
Город ________________________
Вид подземного сооружения и пункта измерения _________________
Дата _________________________________________________________
Время измерения: начало _______________, конец _______________
Тип ____________ и N прибора _________________________________
Данные измерений, мВ
-----------T--------T--------T--------T--------T--------T--------¬
¦ t, мин./с¦ 0 ¦ 10 ¦ 20 ¦ 30 ¦ 40 ¦ 50 ¦
+----------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦1 U ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ изм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦2 U ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ изм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦3 U ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ изм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦4 U ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ изм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦5 U ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ изм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦6 U ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ изм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦7 U ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ изм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦8 U ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ изм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦9 U ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ изм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+
¦10 U ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ изм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L----------+--------+--------+--------+--------+--------+---------
--------------------------------------------T--------------------¬
¦ ДЕЛЬТА U = U - U , В ¦ Оценка опасности ¦
¦ изм ст ¦ коррозии ¦
+---------------------T---------------------+ ¦
¦ при U наиболее ¦ при U наиболее ¦ ¦
¦ изм ¦ изм ¦ ¦
¦ отрицательном ¦ положительном ¦ ¦
+---------------------+---------------------+--------------------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦
+---------------------+---------------------+--------------------+
+---------------------+---------------------+--------------------+
L---------------------+---------------------+---------------------
Приложение Л
(рекомендуемое)
ПРОТОКОЛ ИЗМЕРЕНИЙ СМЕЩЕНИЯ ПОТЕНЦИАЛА ТРУБОПРОВОДА
ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ ОПАСНОГО ВЛИЯНИЯ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
Город _____________________
Вид подземного сооружения и пункта измерения _________________
Дата _______________________
Время измерения: начало _____________, конец _________________
Тип и номер прибора ____________________
Измеренное значение стационарного потенциала вспомогательного
электрода (ВЭ) относительно м.с.э. _______________________________
Данные измерений, мВ
---------------T--------T-------T-------T-------T-------T--------¬
¦ t, мин./с ¦ 0 ¦ 10 ¦ 20 ¦ 30 ¦ 40 ¦ 50 ¦
+--------------+--------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------+--------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------+--------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 3 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------+--------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 4 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------+--------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 5 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------+--------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 6 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------+--------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 7 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------+--------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 8 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------+--------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 9 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------+--------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 10 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L--------------+--------+-------+-------+-------+-------+---------
Камеральная обработка измерений
----------------T----------------T--------------T----------------¬
¦Число измерений¦Сумма мгновенных¦ Средняя ¦Среднее значение¦
¦ ¦ значений ¦ величина ¦ смещения ¦
+---------------+----------------+--------------+----------------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦
L---------------+----------------+--------------+-----------------
Оценка опасности коррозии под действием переменного тока
______________________________________________________________
(опасно, неопасно)
Измерил _______________________ Проверил _____________________
Обработал ________________
Приложение М
(информационное)
ПРОТОКОЛ ИЗМЕРЕНИЙ ПЛОТНОСТИ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ ОПАСНОГО ВЛИЯНИЯ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
Город _____________________
Вид подземного сооружения и пункта измерения _________________
Дата _______________________
Время измерения: начало ___________________, конец ___________
Тип и номер прибора _____________
Данные измерений мгновенной силы переменного тока, мА
---------------T--------T-------T-------T-------T-------T--------¬
¦ t, мин./с ¦ 0 ¦ 10 ¦ 20 ¦ 30 ¦ 40 ¦ 50 ¦
+--------------+--------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------+--------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------+--------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 3 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------+--------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 4 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------+--------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 5 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------+--------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 6 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------+--------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 7 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------+--------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 8 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------+--------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 9 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------+--------+-------+-------+-------+-------+--------+
¦ 10 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L--------------+--------+-------+-------+-------+-------+---------
Камеральная обработка измерений
----------T-----------------T----------------T-------------------¬
¦ Число ¦Сумма мгновенных ¦Среднее значение¦ Среднее значение ¦
¦измерений¦ значений силы ¦силы переменного¦ плотности ¦
¦ ¦переменного тока,¦ тока, J, мА ¦ переменного тока, ¦
¦ ¦ J, мА ¦ ¦ j, мА/кв. см ¦
+---------+-----------------+----------------+-------------------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦
L---------+-----------------+----------------+--------------------
Оценка опасности коррозии под действием переменного тока
______________________________________________________________
(опасно, неопасно)
Измерил _______________________ Проверил _____________________
Обработал ________________
Приложение Н
(справочное)
СТАЦИОНАРНЫЕ МЕДНО-СУЛЬФАТНЫЕ ЭЛЕКТРОДЫ
ДЛИТЕЛЬНОГО ДЕЙСТВИЯ
Н.1. Стационарные медно-сульфатные электроды длительного
действия типа ЭНЕС и ЭСН-МС (рис. H1) состоят из пластмассового
корпуса 1, заполненного в заводских условиях электролитом 2, не
замерзающим при температуре окружающей среды до минус 40 -C,
медного стержня 3, ионообменной мембраны 4 (одной или двух) с
защитной сеткой 5, предохранительной трубки 6 с проводниками 7 от
медного стержня 3 и наконечников 9. Электроды оснащены датчиком
потенциала 8, представляющим собой пластину из Ст.3 размером 25 x
25 мм, вмонтированную в пластмассовое гнездо, закрепленное на
корпусе электрода.
Н.2. Основные параметры и размеры электродов ЭНЕС и ЭСН-МС
следующие:
Переходное электрическое сопротивление электрода,
кОм, в пределах 0,2 - 15
Потенциал по отношению к хлоридсеребряному
электроду, мВ 120 +/- 30
Диаметр корпуса внутренний, мм, не более 83
Количество электролита в корпусе, куб. см 290 - 300
Длина проводников, мм 2000 - 3000
Масса электрода полная, кг, не более 0,65.
Н.3. Состав незамерзающего электролита для заполнения
электродов ЭНЕС и ЭСН-МС.
Таблица
----------------T--------------------------------T---------------¬
¦ Документ ¦ Наименование составной ¦ Значение ¦
¦ ¦ части, единица измерения ¦ ¦
+---------------+--------------------------------+---------------+
¦ГОСТ 6709-72 ¦Вода дистиллированная, куб. см ¦200 +/- 3 ¦
+---------------+--------------------------------+---------------+
¦ГОСТ 4165-78* ¦Сухой порошок сернокислой меди ¦ ¦
¦ ¦(хч или чда): ¦ ¦
¦ ¦растворяемый в воде, г ¦65 +/- 1,5 ¦
¦ ¦добавляемый к раствору, г ¦30 +/- 1,5 ¦
+---------------+--------------------------------+---------------+
¦ГОСТ 19710-83Е ¦Этиленгликоль первого или ¦ ¦
¦ ¦высшего сорта, куб. см ¦100,0 +/- 1,5 ¦
L---------------+--------------------------------+----------------
Приложение О
(справочное)
ИНДИКАТОРЫ ОБЩЕЙ И ЛОКАЛЬНОЙ КОРРОЗИИ
О.1. Индикатор общей коррозии
О.1.1. Дополнительная оценка возможности общей коррозии при
ЭХЗ может производиться с помощью блока пластин-индикаторов (БПИ).
О.1.2. Сущность метода заключается в том, что с помощью набора
пластин-индикаторов, имеющих разные толщины, дополнительно
оценивается общая коррозия и порядок ее средней скорости при ЭХЗ
трубопровода в месте установки БПИ по времени от момента его
установки до потери продольной электропроводимости пластин в
результате коррозии.
О.1.3. БПИ (рис. О1) состоит из трех пластин, изготовленных из
стали Ст.3 толщиной 0,3; 0,4 и 0,5 мм, рабочей длиной около 20 мм
и шириной по 2 мм. Расстояние между пластинами 2 мм.
Пластины-индикаторы 2 с помощью пайки или контактной сварки
укреплены на контрольной пластине 1. К свободным концам
пластин-индикаторов и контрольной пластине присоединены
изолированные проводники 3. БПИ вмонтирован в пластмассовый корпус
таким образом, что внутренние поверхности пластин изолированы от
внешней среды.
О.1.4. БПИ может быть установлен непосредственно на
поверхности трубопровода (рис. О2) либо на корпусе стационарного
медно-сульфатного электрода сравнения (рис. О3).
Примечание. При использовании прибора ПКИ-02 проводник от
трубопровода присоединяют к соответствующей клемме (зажиму)
прибора.
О.1.5. В обоих вариантах установки проводники от пластин БПИ,
трубопровода и (во втором варианте установки) от электрода
сравнения присоединяются к специальному клеммнику, располагаемому
в горловине фальшколодца, в измерительной колонке, в металлическом
корпусе на стене здания, в корпусе станции катодной защиты. Схема
клеммника с присоединенными к нему контрольными проводниками
приведена на рис. О2 и рис. О3. Электроперемычка между
контрольными проводниками от трубопровода (клемма "Т") и от
контрольных пластин размыкается лишь на период измерений
потенциала трубопровода.
О.1.6. Методика измерений на месте установки БПИ сводится к
определению электросопротивления в цепях "индикаторы-трубопровод"
с помощью омметра (например, мультиметра типа 43313.1) и не
зависит от способа установки БПИ (на поверхности трубопровода или
на корпусе электрода сравнения).
О.1.7. Порядок измерений с помощью мультиметра 43313.1.
Подключают измерительные провода к клеммам "КП" и "0,3".
Устанавливают переключатель мультиметра в положение,
соответствующее измерению сопротивления в диапазоне 0 - 200 Ом.
Подключают измерительные провода к гнездам мультиметра для
измерений электросопротивления V ОМЕГА/C и */ИЭ.
Включают мультиметр нажатием кнопки 1/о. При этом на ЦОУ
(цифровом отсчетном устройстве) должна появиться индикация.
Значение сопротивления менее и более 10 Ом свидетельствует о
том, что пластина толщиной 0,3 мм соответственно не разрушена и
разрушена. Если пластина толщиной 0,3 мм разрушена, аналогичные
измерения проводят на пластинах толщиной 0,4 и 0,5 мм. Если
разрушена и пластина толщиной 0,4 мм, измерения продолжают на
пластине толщиной 0,5 мм.
О.1.8. Измерения начинают в день установки БПИ.
На трубопроводах без ЭХЗ измерения проводят 1 раз в 6 месяцев
до срабатывания первой пластины и далее с периодичностью 1 раз в 2
месяца.
Измерения проводят не реже 1 раза в 6 месяцев после включения
ЭХЗ.
О.1.9. Оценку порядка величины скорости общей коррозии (К)
после фиксации коррозионного разрушения пластины-индикатора
производят по формуле:
К ~= 365 x дельта / тау, мм/год,
где:
дельта - толщина пластины, мм;
тау - число суток от момента установки блока индикаторов до
первой фиксации разрушения индикатора, сут.
Примечание. При срабатывании более одной пластины в расчет К
принимается толщина дельта пластины, имеющей большую толщину.
О.1.10. При срабатывании всех пластин-индикаторов
целесообразно произвести шурфование в пункте установки БПИ для
обследования состояния поверхности трубопровода, выяснения причин
коррозионных разрушений и разработки противокоррозионных
мероприятий.
О.2. Индикатор локальной коррозии
О.2.1. Дополнительная оценка возможности локальной коррозии
стального трубопровода при ЭХЗ может производиться с помощью
индикатора локальной коррозии (ИЛК).
О.2.2. Сущность метода заключается в том, что одна из стенок
полого стального корпуса ИЛК имеет заданную меньшую толщину, а в
полость корпуса, заполненную сухим непроводящим
капиллярно-пористым материалом, введен изолированный от корпуса
металлический электрод. При сквозной коррозионной перфорации
тонкой стенки корпуса внутрь него за счет капиллярного подсоса
проникает грунтовая влага. В результате между корпусом и
внутренним электродом образуется электролитический контакт,
который может быть обнаружен по снижению электрического
сопротивления между корпусом и внутренним электродом или по
разности потенциалов между ними.
О.2.3. Схема одной из конструкций ИЛК представлена на рис. О4.
Нижняя стенка ("дно") 1 стального корпуса 2 толщиной дельта
является рабочей, площадь ее рабочей поверхности равна 6,15 кв.
см. Полость 3 корпуса 2, заполненная тщательно промытым и
высушенным речным песком, сверху перекрывается вставленной в
корпус на плотной посадке эбонитовой заглушкой 4, через центр
которой пропущен один из двух изолированных медных проводников 5
провода ПСВ-2. Нижняя часть проводника 5, освобожденная от
изоляции, образует внутренний электрод 6. К внутренней поверхности
верхней части корпуса над заглушкой в месте 7 припаян второй
проводник 8 провода ПСВ-2. Пространство над заглушкой и внешние
боковые стенки корпуса 2 залиты (в специальной форме) твердеющим
герметиком типа "Полур", который исключает проникновение грунтовой
влаги в полость 3 ИЛК иначе, чем через сквозную коррозионную
перфорацию дна 1 корпуса 2.
О.2.4. Для оценки локальной коррозии по п. 2.1 у трубы
одновременно устанавливается 2 идентичных ИЛК, 1 и 2, с одинаковой
толщиной рабочей стенки дельта = 1,0 мм. Выводы от трубы и от
обоих ИЛК выводятся на клеммник (рис. О5). Вывод от трубы
подсоединяется к клемме Т, выводы от корпусов индикатора 1 и 2 - к
клеммам соответственно К1 и К2, выводы от внутренних электродов
индикаторов 1 и 2 - к клеммам соответственно В1 и В2. Клеммы Т и
К1, К2 соединяются перемычкой П.
О.2.5. Контроль локальной коррозии сводится к измерению
сначала разности потенциалов U и затем сопротивления R между
корпусом и внутренним электродом ИЛК. Для измерений может
использоваться мультиметр (например, 43313.1) с верхним пределом
измерения сопротивления не менее 20 МОм и с входным сопротивлением
при измерении напряжения не менее 10 МОм. При использовании
мультиметра 43313.1 измерения производятся при подключении корпуса
ИЛК к разъему Ж/ИЭ, внутреннего электрода - к разъему V ОМЕГА/C,
причем R измеряется на шкале 20 М, a U на шкале "К" напряжения
постоянного тока.
О.2.6. Признаком опасности локальной коррозии служит
"срабатывание" проверяемых ИЛК - измерение хотя бы на одном из них
конечных значений R < 10 МОм и (или) устойчивых отрицательных
значений U, как правило, в пределах -20 мВ...-2 В.
О.2.7. При установлении возможной опасности локальной коррозии
индикаторы отсоединяются от клеммников, извлекаются из грунта и
рабочая поверхность каждого тщательно осматривается. При
обнаружении на рабочей поверхности ИЛК хотя бы одной сквозной
коррозионной язвы опасность локальной коррозии считается
подтвержденной и разрабатываются необходимые меры по защите от
коррозии.
Приложение П
(информационное)
МЕТОДИКА
РАСЧЕТА СОВМЕСТНОЙ КАТОДНОЙ ЗАЩИТЫ ПРОЕКТИРУЕМЫХ
ГАЗО- И ВОДОПРОВОДОВ И КАТОДНОЙ ЗАЩИТЫ
ПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ ГАЗОПРОВОДОВ
П.1. Основным расчетным параметром является средняя плотность
защитного тока j - отношение силы тока катодной станции J к
ср
суммарной наружной поверхности трубопроводов, защищаемых данной
станцией.
П.2. Если проектируемые трубопроводы будут иметь соединения с
действующими сооружениями, оборудованными установками ЭХЗ,
необходимо расчетным путем проверить возможность защиты
проектируемых трубопроводов действующими установками ЭХЗ.
П.3. Исходными данными для расчета катодной защиты
проектируемых трубопроводов являются их параметры и среднее
удельное сопротивление грунта на территории вдоль трасс
проектируемых трубопроводов.
П.4. Площадь поверхности S (кв. м) всех газопроводов, которые
г
электрически контактируют между собой за счет технологических
соединений или специальных перемычек, определяют по формуле:
n -3
S = пи SUM d l x 10 , (П.1)
г i=1 iг iг
где:
d - диаметр (мм);
iг
l - длина (м) участка газопровода, имеющего диаметр d ;
iг iг
n - общее число соответствующих участков газопровода.
П.5. Площадь поверхности всех водопроводов S (кв. м), которые
в
электрически контактируют между собой за счет технологических
соединений или специальных перемычек, определяют по формуле:
m -3
S = пи SUM d l x 10 , (П.2)
в i=1 iв iв
где:
d - диаметр (мм);
iв
l - длина (м) участка водопровода, имеющего диаметр d ;
iв iв
m - общее число соответствующих участков водопровода.
Суммарная площадь поверхности S (кв. м) всех электрически
связанных газопроводов и водопроводов равна:
S = S + S . (П.3)
г в
П.6. Среднее удельное сопротивление грунта ро (Ом x м) вдоль
трасс проектируемых трубопроводов определяется по формуле:
n m
ро = (SUM ро l + SUM ро l ) / (L + L ), (П.4)
i=1 iг iг i=1 iв iв г в
где:
ро и ро - средние удельные сопротивления грунта (Ом x м)
iг iв
вдоль длины соответственно l - каждого i-го участка газопровода
iг
и l - каждого i-го участка водопровода;
iв
L и L - суммарные длины газопроводов и водопроводов на
г в
данной территории.
П.7. Вычисляется доля (%) площади поверхности газопроводов a
г
и водопроводов a в суммарной площади их поверхностей:
в
a = (S / S) x 100; (П.5)
г г
a = (S / S) x 100. (П.6)
в в
П.8. Вычисляется площадь поверхности (кв. м/га) газопроводов
b и водопроводов b , приходящаяся на единицу площади территории
г в
S (га), где размещены проектируемые трубопроводы:
тер
b = S / S ; (П.7)
г г тер
b = S / S . (П.8)
в в тер
П.9. Средняя плотность защитного тока для всех трубопроводов j
(мА/кв. м) вычисляется по уравнению:
-3
j = 30 - 10 (100 + 3,0 b + 34 b + 5 ро). (П.9)
в г
П.10. При отсутствии водопроводов средняя защитная плотность
тока газопроводов вычисляется по уравнению:
-3
j = 20 + 10 (100 a - 34 b - 5 ро). (П.10)
г г г
П.11. Если расчетное значение j или j меньше 6 мА/кв. м,
г
принимается j = 6 мА/кв. м.
П.12. Суммарная сила тока (А), необходимого для катодной
защиты проектируемых газо- и водопроводов, определяется по
формуле:
-3
J = 1,3 x 10 j S, (П.11)
а для защиты только сети газопроводов - по формуле:
-3
J = 1,3 x 10 j S . (П.12)
г г г
П.13. Число катодных станций определяют из условий
оптимального размещения анодных заземлителей (наличие площадок,
удобных для их размещения), наличия источников питания и т.д. При
этом значение тока одной катодной станции можно ориентировочно
принять равным 25 А. Поэтому число катодных станций приближенно
равно n = J / 25, где J = J или J .
г
П.14. После размещения катодных станций на совмещенном плане
необходимо рассчитать зону действия каждой из них. Для этой цели
определяют радиус действия R (м) каждой катодной станции:
i
_______
R = 60 \/J / j K, (П.13)
i
где:
j - катодная плотность тока (А/кв. м), определенная по формуле
(9) или (10);
K (кв. м/га) - площадь поверхности всех трубопроводов на
единицу площади поверхности территории:
K = S (кв. м) / S (га). (П.14)
тер
П.15. Если площади кругов, радиусы действия каждого из которых
равны R , а центры находятся в точках размещения анодных
i
заземлителей, не охватывают всей территории S , необходимо
тер
изменить или места расположения катодных станций, или их токи и
вновь выполнить проверку по п. П.14.
П.16. Тип преобразователя катодной станции выбирается так,
чтобы допустимое напряжение было на 30% выше расчетного с учетом
старения изоляционных покрытий и анодных заземлителей, а также
возможного развития сети трубопроводов.
Пример расчета совместной катодной защиты
сети газопроводов и водопроводов
1. Пусть на территории площадью 10 га после завершения
строительства будут размещены газопроводы (ГП) и водопроводы (ВП)
диаметрами и длинами соответственно d , l и d , l по табл.
iг iг iв iв
П1:
Таблица П1
--------------------------------T--------------------------------¬
¦ ГП ¦ ВП ¦
+---------------T---------------+---------------T----------------+
¦ D , мм ¦ l , м ¦ d , мм ¦ l , м ¦
¦ iг ¦ iг ¦ iв ¦ iв ¦
+---------------+---------------+---------------+----------------+
¦ 200 ¦ 750 ¦ 200 ¦ 450 ¦
+---------------+---------------+---------------+----------------+
¦ 150 ¦ 640 ¦ 100 ¦ 520 ¦
+---------------+---------------+---------------+----------------+
¦ 100 ¦ 400 ¦ 300 ¦ 80 ¦
+---------------+---------------+---------------+----------------+
¦ 89 ¦ 150 ¦ 150 ¦ 170 ¦
L---------------+---------------+---------------+-----------------
2. Определяем по формуле (П.1) суммарную поверхность всех
газопроводов:
-3
S = 3,14 x 10 (200 x 750 + 150 x 640 + 100 x 400 +
г
+ 89 x 150) = 940 кв. м,
по формуле (П.2) - суммарную поверхность всех водопроводов:
-3
S = 3,14 x 10 (200 x 450 + 100 x 520 + 300 x 80 +
в
+ 150 x 170) = 601 кв. м.
3. Суммарная поверхность всех трубопроводов:
S = S + S = 940 + 601 = 1541 кв. м.
г в
4. Определим среднее удельное сопротивление грунта у
трубопроводов, исходя из опытных данных табл. П2, где представлены
результаты измерений ро и ро вдоль каждого из участков
iг iв
трубопроводов, где эти величины можно считать постоянными (эти
участки не обязательно совпадают с участками по табл. П1).
Таблица П2
--------------------------------T--------------------------------¬
¦ ГП ¦ ВП ¦
+---------------T---------------+---------------T----------------+
¦ l , м ¦ ро , Ом x м ¦ l , м ¦ ро , Ом x м ¦
¦ iг ¦ iг ¦ iв ¦ iг ¦
+---------------+---------------+---------------+----------------+
¦ 400 ¦ 60 ¦ 350 ¦ 60 ¦
+---------------+---------------+---------------+----------------+
¦ 40 ¦ 10 ¦ 30 ¦ 10 ¦
+---------------+---------------+---------------+----------------+
¦ 450 ¦ 70 ¦ 500 ¦ 75 ¦
+---------------+---------------+---------------+----------------+
¦ 210 ¦ 35 ¦ 300 ¦ 50 ¦
+---------------+---------------+---------------+----------------+
¦ 400 ¦ 50 ¦ 40 ¦ 45 ¦
+---------------+---------------+---------------+----------------+
¦ 440 ¦ 40 ¦ ¦ ¦
L---------------+---------------+---------------+-----------------
4. Суммарная длина газопроводов (по любой из табл. П1 или П2):
n
L = SUM l = 750 + 640 + 400 + 150 = 1940 м.
г i iг
5. Суммарная длина водопроводов:
m
L = SUM l = 450 + 520 + 80 + 170 = 1220 м.
в i=1 iв
6. По формуле (П.4) определяем среднее удельное сопротивление
грунта у трубопроводов, используя данные табл. П2.
ро = [1 / (1940 + 1220)] x [(60 x 400 + 10 x 40 + 70 x 450 +
+ 35 x 210 + 50 x 400 + 40 x 440) + (60 x 350 + 10 x 30 +
+ 70 x 500 + 50 x 300 + 45 x 40)] = 56 Ом x м.
7. По формулам (П.5) и (П.6) вычисляем доли площади
поверхности газопроводов и водопроводов в суммарной поверхности
трубопроводов:
a = (940 / 1541) x 100 = 61%;
г
a = (601 / 1541) x 100 = 39%.
в
8. Вычисляем коэффициенты b и b по формулам (П.7) и (П.8):
г в
b = 940 / 10 = 94 кв. м/га;
г
b = 601 / 10 = 60,1 кв. м/га.
в
9. По формуле (П.9) вычисляем среднюю плотность защитного тока
для всех трубопроводов:
-3
j = 30 - 10 (100 x 39 + 3,0 x 60,1 + 34 x 94 + 5 x 56) =
= 22,6 мА/кв. м.
10. По формуле (П.11) вычисляем суммарную силу защитного
тока:
-3
J = 1,3 x 10 x 22,6 x 1541 = 45,3 А.
11. С учетом п. П.13 используемой "Методики" принимаем ток
катодной станции 25 А и число катодных станций равным 2.
12. Вычисляем коэффициент K по формуле (П.14):
K = 1541 / 10 = 154,1 кв. м/га,
и по формуле (П.13) радиус действия каждой катодной станции:
_______________________
/ -3
R = R = 60 \/25 / 22,6 x 10 x 154,1 = 161 м.
1 2
По совмещенному плану круги с центрами в местах расположения
анодных заземлений и радиусами по 161 м охватывают всю территорию
размещения проектируемых трубопроводов (при этом каждая станция
охватывает по 8,14 га из 10 га). Следовательно, изменять число
катодных станций и их расположение не нужно.
Приложение Р
(информационное)
ИНФОРМАЦИЯ
О ПАКЕТЕ ПРОГРАММ АРМ-ЭХЗ-6П "ПРОЕКТИРОВАНИЕ
ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ ТРУБОПРОВОДНОЙ СЕТИ" <*>
--------------------------------
|
