Меню

Плотность тока у протектора

Порядок расчета

date image2015-04-17
views image2641

facebook icon vkontakte icon twitter icon odnoklasniki icon

1. Сопротивление изоляции трубопровода на единице длины Rиз.к (определяется по формуле (9.34) при заданном Rп.к).

2.Сопротивление растеканию тока с протекторной установ­ки, при вертикальном расположении протекторов

где rгр – удельное сопротивление грунта, окружающего комп­лектный протектор; rак – удельное сопротивление активатора; daк, lак – соответственно диаметр и длина активатора, (комп­лектного протектора); dnp диаметр протектора, м; hпр – глубина установки протектора (от поверхности земли до сере­дины протектора); п – число протекторов в установке; hэ – коэффициент, учитывающий взаимное экранирование вертикальных протекторов в группе. Для ориентировочных расчетов может быть принят равным 0,7, при защите одиночными протекторами hэ = 1,0.

3.Протяженность защитной зоны протекторной установки

4.Сила тока протекторной установки при подключении ее к трубопроводу

где Rтр – сопротивление растеканию токазащищаемого участка трубопровода,

здесь Rт продольное сопротивление трубопровода на еди­нице длины, определяемое по формуле (9.35); a – постоянная распределения потенциалов и токов вдоль трубопровода, опре­деляемая по формуле (9.38).

Рис. 9.19. Зависимость коэффициента полезного действия hп магниевого

протектора от анодной плотности тока jа.

5. Анодная плотность тока

здесь размеры протектора подставляются в метрах.

6.Срок службы протекторной установки

где Мп масса одного протектора; п – число протекторов одной протекторной установке; qn электрохимический эквивалент материала протектора, для магниевых протекторов qn = 3,95 кг/(А×год); hи коэффициент использования протекторов, равный 0,95; hп – коэффициент полезного действия протектора, зависящий от анодной плотности тока и определяемый по графику (рис. 9.19).

Пример.Определить протяженность защитной зоны протекторной установки и срок ее службы. Установка состоит из пяти комплектных протекторов ПМ5У и подключена к магистральному трубопроводу диаметром 1020 мм, уложенном в грунт с удельным сопротивлением 20 Ом×м. Трубопровод имеет изоляционное покрытие с конечным переходным сопротивлением Rпк = 3050 Ом×м 2 . Протекторы установлены на глубине hп = 2 м.

По графику (см. рис. 9.19) коэффициента hп = 0,51.

9.9.3. Расчет основных параметров электродренажной защиты

Значительную опасность для магистральных трубопроводов представляют блуждающие токи электрифицированных железных дорог, которые в случае отсутствия защиты трубопровода вызы­вают интенсивное коррозионное разрушение в анодных зонах. Наиболееэффективным способом защиты от блуждающих токов яв­ляетсяэлектродренажная защита, основной принцип которой состоит в устранении анодных зон путем отвода (дренажа) блу­ждающих токов от них в рельсовую часть цепи электротяги, имеющей отрицательный или знакопеременный потенциал.

Существует дренажная защита нескольких типов (рис. 9.20):

· прямая, допускающая прохождение блуждающих токов в двух направлениях;

· поляризованная, обеспечивающая прохождение блуждающих токов только в одном направлении: из трубопровода в рельс при знакопеременной разности потенциалов труба-рельс;

· усиленная автоматическая, включающая поляризованную электродренажную защиту и станцию катодной защиты.

Характеристики электродренажных установок приведены в [2].

Рис. 9.20. Принципиальные схемы элек­трического дренажа:

а – прямой; б – поляризованный; в – усиленный; 1 – трубопровод; 2 – пе­ременное сопротивление; 3 – клеммы для подключения шунта амперметра; 4 выключатель; 5 плавкий предо­хранитель; б – рельс электрифицированной дороги; 7 – выпрямитель

При осуществлении дренажной защиты необходимо выбрать место установки электродренажа и рассчитать максимальный дренажный ток Iд в предположении, что ток утечки из рельсов составляет не более 20% от тока нагрузки тяговой подстанции

где Iт – среднемесячная сила тока тяговой подстанции; ki – коэффициент, учитывающий расстояние между трубопроводом и электрифицированной железной дорогой L (рис. 9.21); k2 коэф­фициент, учитывающий расстояние от места пересечения трубопровода дорогой и тяговой подстанцией l; k3 – коэффициент, учитывающий тип изоляционного покрытия (при нормальном по­крытии k3 = 1,0, при усиленном k3 = 0,8); k4 – коэффициент, учитывающий время, прошедшее с момента укладки трубопровода; k5 коэффициент, учитывающий число параллельно уложенных трубопроводов п.

Сечение дренажного кабеля поляризованной дренажной уста­новки

где rк – удельное сопротивление материала кабеля; Lк – длина дренажного кабеля (расстояние между трубопроводом и электрифицированной железной дорогой); DU – допустимое падение на­пряжения в дренажной цепи.

Рис. 9.21. Графики определения коэффи­циентов k1, k2, k4, k5

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Потенциал — протектор

Потенциал протектора должен быть всегда более отрицательным, чем у объекта, защищаемого этим протектором; наоборот, анодные за-землители с наложением внешнего тока, соединенные с объектом защиты через источник постоянного тока, имеют при работе обычно более положительный потенциал, чем объект их защиты. Однако материалы для таких анодных заземлителей должны не только возможно меньше подвергаться анодному растворению, но и обладать стойкостью к другим химическим и физическим воздействиям — ударам, истиранию, вибрациям. И наконец, они должны иметь хорошую электропроводность и допускать высокую токовую нагрузку. [1]

Если потенциал протектора по отношению к земле по мед-носульфатному электроду сравнения больше ( по абсолютному значению) — 1 2 В, то протектор считается исправным. При потенциале меньше — 1 2 В протектор считается неисправным. [2]

Снижение потенциала протектора в процессе его поляризации катодным током происходит не из-за израсходования деполяризатора ( Мп02) протектора, но главным образом в результате концентрационной поляризации протектора при накоплении Мп2 в электролите. Это подтверждается тем, что после отключения тока потенциал протектора принимает первоначальное значение. На рис. 114 в двойных логарифмических координатах представлена зависимость количества электричества, отдаваемого протектором в цепь, от плотности разрядного тока. Плотности тока на протекторе, при которых проводили эти опыты, значительно превышают плотности тока протектора, при которых он будет работать в практических условиях, если стальная конструкция находится в пассивном состоянии. Более высокая плотность тока на протекторе была взята для ускорения испытаний. [4]

Читайте также:  Ток по телу болезнь

Ея — потенциал протектора до подключения его к трубо — проводу ( В), ( для магниевых протекторов потенциал пгютектор — — грунт иохно принять 1 6 8 по дСЗ сравнения); RTP — сопротивление растеканию тока защищаемого участка трубопровода ( Ом); Rn — сопротивление растеканию тока протекторной установки. [5]

При измерении потенциала протектора провод от него подключают к отрицательной клемме потенциометра. После подключения протекторов к трубе измеряют потенциал защищаемого газопровода, для чего отрицательную клемму потенциометра соединяют с контактом контрольно-измерительной колонки, не отключая протектор от трубы. Для получения более точного графика распределения потенциала при шаге установки протекторов более 50 м измерения между протекторами должны производиться в нескольких точках. [7]

Если величина потенциала протектора по отношению к земле по медносульфатному электроду сравнения более ( по абсолютной величине) — 1 2 В, то протектор считается исправным. При потенциале менее — 0 75 В ( по абсолютной величине) протектор считается неисправным. [8]

После этого замеряют потенциал протектора до подключения его к трубопроводу. [10]

После этого замеряют потенциал протектора до подключения его к трубопроводу. Если для магниевых сплавов он составит от 1 5 до 1 6, значит протектор установлен правильно. [12]

При наладке протекторных установок проверяют потенциалы протекторов до подключения к сооружению, токи в цепях протекторных установок, измеряют потенциалы сооружения относительно земли в точках дренажа и опорных пунктах и сравнивают с рассчитанными потенциалами, которые определяют по приведенной выше методике. Влияние защитной установки на смежные подземные сооружения определяют представители организаций, эксплуатирующих контролируемые сооружения. [13]

Величина развиваемого протектором тока определяется разностью потенциалов протектора и защищаемого металла, анодной поляризуемостью протектора, удельной объемной проводимостью коррозионной среды, удельным поперечным сопротивлением защитных покрытий. [14]

Источник

Книга УМК ЭХЗ Кульбей готовый

4 l A d A 2 (4 h − l A )

Принимаем удельное сопротивление активатора (засыпки) ρ A = 2,0 Ом·м.

3. Определение длины участка трубопровода, защищаемого одним протектором.

Искомую длину L можно определить из уравнения

если ввести замену

где значения α и R ИЗ . СР . соответствуют вычисленным в практическом за-

4. Определение числа протекторов

5. Определение эффективного сопротивления растеканию тока защищаемого участка трубопровода длиной L

Здесь значения гиперболического тангенса th α 2 L определяется по таблицам (прил. 4) или по формуле

6. Определение потенциала протектора после подключения его к трубопроводу

E 0 = E П R П R + ТР R ТР , А

7. Определение тока протектора

I П = E 0 − E ЕСТ , А

где E ЕСТ = − 0,55 B – естественный потенциал трубопровода по МСЭ.

Для дальнейших расчетов принимаем наибольшее значение величи-

ны тока, полученные по этим формулам.

8.Определение срока службы протектора

T = G η П η И , лет

где G – вес протектора, кг; q – теоретический электрохимический эквива-

лент, кг/А·год; η И

– коэффициент использования протектора ( η И = 0,95);

η П – кпд протектора, определяется в зависимости от анодной плотности

тока по графику (рис. 4.3).

Рис. 4.3. Зависимость коэффициента полезного действия η П магниевого протектора от анодной плотности тока

Для упакованных протекторов типа ППА-5 или ПМ-10У срок службы определить также из следующего приближенного выражения

Практическое занятие № 5.

РАСЧЁТ ЗАЩИТЫ ДНИЩА РЕЗЕРВУАРА ТИПА РВС ОДИНОЧНЫМИ ПРОТЕКТОРНЫМИ УСТАНОВКАМИ

Требуется определить необходимое количество протекторов типа ПМ-10 У/2 и срок их службы для защиты днища резервуара типа РВС диаметром D (м), расположенного на площадке со средним удельным сопротивлением грунтов ρ ГР (Ом м). Защитную плотность тока принять j (мА/м 2 ).

Расстояние от протекторов до резервуара A ПР принять 5 м. Характеристи-

ку протекторов принять по практическому заданию № 4. Соединительный провод ПВ-10. Схема установки приведена на рис. 5.1. Исходные данные указаны в табл. 5.1.

Рис. 5.1. Схема установки протекторов:

1 – резервуар; 2 – протектор; 3 – контрольно-измерительная колонка; 4 – соединительный провод

Варианты к практическому занятию

1. Определение силы тока, требуемой для защиты всего днища резервуара

I = 0,785 jD 2 , A

2. Определение переходного сопротивление «резервуар – грунт»

R ГР = ρ 2 ГР D , Oм

3. Определение сопротивления растеканию тока с протектора R П , Ом

где η B – коэффициент экранирования (прил. 5).

4. Определение сопротивления соединительных проводов

R ПР =ρ A S ПР , Ом ПР

Для провода ПВ-10: S ПР = 10 мм 2 ; ρ = 0,0175 Ом мм 2 /м

5. Определение ориентировочного числа протекторов

где Е П = 1,7 В – абсолютное значение потенциала протектора по МСЭ до подключения к резервуару; Е ЕСТ = 0,55 В – абсолютное значение потен-

циала и резервуара по МСЭ до подключения протектора.

6. Уточнение числа протекторов с учётом влияния их взаимного экранирования

где η В – коэффициент экранирования, определяется по графику (прил. 5)

Полученное число N округляется до ближайшего целого числа.

Читайте также:  Активное сопротивление в цепях переменного тока обозначение условия возникновения расчет

7. Определение срока службы протекторов

Т = GN η П η И , лет qI

Требуется определить необходимое количество протекторов типа ПМ-10 У/2 и срок их службы для защиты днища резервуара типа РВС диаметром D (м), расположенного на площадке со средним удельным сопротивлением грунтов ρ ГР (Ом м). Защитную плотность тока принять j (мА/м 2 ).

Расстояние от протекторов до резервуара A ПР принять 5 м. Характеристику

протекторов принять по практическому заданию № 4. Соединительный провод ПВ-10. Исходные данные выпишем в табл. 5.2.

1. Определение силы тока, требуемой для защиты всего днища резервуара

I = 0,785 jD 2 , А

I = 0,785 0,75 10 − 3 15 2 = 0,13, А

2. Определение переходного сопротивления «резервуар – грунт»

3. Определение сопротивления растеканию тока с протектора R П , Ом

4 ( 700 10 − 3 ) 2 ( 4 2 + 700 10 − 3 )

4. Определение сопротивления соединительных проводов

R ПР =ρ A S ПР , Ом ПР

R ПР = 0,0175 10 5 = 8,75 10 − 3 , Ом

Для провода ПВ-10: S ПР = 10 мм 2 ; ρ = 0,0175 Ом мм 2 /м 5. Определение ориентировочного числа протекторов

0,13 ( 16,57 + 8,75 10 − 3 )

1,7 − 0,55 − 0,13 2,5

где Е П = 1,7 В – абсолютное значение потенциала протектора по МСЭ до подключения к резервуару; Е ЕСТ = 0,55 В – абсолютное значение потен-

циала и резервуара по МСЭ до подключения протектора.

6. Уточнение числа протекторов с учётом влияния их взаимного экранирования

где η В = 0,9 – коэффициентэкранированияопределяется пографику(прил. 5).

= 24,2, м , причем N ис-

Полученное число N округляем до ближайшего целого числа. N = 3 .

7. Определение срока службы протекторов

Т = GN η П η И , год qI

Т = 10 3 0,95 0,4 = 22,2, года 3,95 0,13

где G = 10 кг – вес протектора; q = 3,95 кг/А год – теоретический электрохимический эквивалент; η И = 0,95 – коэффициент использования протек-

тора; η П = 0,4 – кпд протектора определяется в зависимости от анодной плотности тока ( j = 0,75 мА/м 2 ).

Практическое занятие № 6.

РАСЧЁТ ЗАЩИТЫ ДНИЩА РЕЗЕРВУАРА ТИПА РВС ГРУППОВОЙ ПРОТЕКТОРНОЙ УСТАНОВКОЙ

Требуется определить количество протекторов в групповой протекторной установке для защиты днища резервуара типа РВС диаметром D , м, расположенного на площадке со средним удельным сопротивлением грунтов ρ ГР , Ом м. Защитную плотность тока j , мА/м 2 принять по практическому за-

нятию № 5. Расстояние от протекторной установки до резервуара A ПР

принять 5 м. Соединительный провод марки ПВ-10. Характеристику протекторов принять по практическому занятию № 4. Схема установки приведена на рис. 6.1. Исходные данные указаны в табл. 6.1.

α

Рис. 6.1. Схема установки:

1 – резервуар; 2 – контрольно-измерительная колонка; 3 – соединительный провод; 4 – протектор

1. Количество протекторов должно быть таким, чтобы обеспечить минимально допустимую плотность защитного тока j п , определяемую в зависимости от удельного электрического сопротивления грунта и переходного сопротивления изоляции.

Переходное сопротивление определяется по формуле

где R РГ – сопротивление на границе «резервуар – грунт», определяемое либо непосредственно с помощью измерителя заземления типа МС-08, либо по приближенной формуле

F Р – площадь днища резервуара диаметром D Р ; В – расстояние между протектором и резервуаром (выбирается исходя из местных условий в преде-

Источник



Занятие №7. Измерения на протекторных установках

Номер пункта программы
Продолжительность темы, час

Электрохимическую защиту кожухов на переходах под автомобильными и железными дорогами следует предусматривать одновременно с защитой магистрального трубопровода.

Электрохимическая защита кожухов под дорогами может быть осуществлена как совместно с трубопроводом, так и самостоятельными защитными установками.

При сдаче в эксплуатацию и в процессе эксплуатации трубопровода следует проводить контроль наличия электрического контакта между кожухом и трубопроводом. При наличии электрического контакта его необходимо устранить.

КИП для контроля защиты трубопровода и кожуха должны быть установлены на обоих концах кожуха, и иметь щиток с клеммами, соединенными с трубопроводом и кожухом, электродами сравнения и датчиками поляризационного потенциала (рисунок 9.1). КИП может быть совмещен с датчиками скорости коррозии, при их установке на переходе через автомобильные или железные дороги.

При использовании совместной защиты (УКЗ и протектор) необходимо подключать протектор через блок совместной защиты (БСЗ), для устранения вредного взаимного влияния кожуха и нефтепровода, имеющих раздельную защиту.

Рисунок 9.1 – Схема подключения протекторных групп на кожухах на переходах нефтепровода через автомобильные и железные дороги с использованием БСЗ

Измерение переходного сопротивления кожуха и сопротивления цепи между кожухом и трубопроводом производится с использованием измерителей сопротивления заземления Ф4103, ИС-20, ИСЗ-1. В качестве электродов применяются металлические стержни диаметром 10-12 мм, и длиной 1,2 метра, погруженные в землю на глубину не менее 0,5 метра. Соединительные провода сечением от 4 мм 2 и длиной до 300 м.

При обследовании переходов, выполненных с применением кожухов, необходимо измерить:

а) потенциалы «труба – земля» и «кожух – земля»;

б) собственный потенциал протектора;

в) ток протекторной установки;

г) переходное сопротивление «кожуха»;

д) сопротивление цепи «протектор — кожух»;

е) сопротивление «МН – кожух» по переменному току.

Читайте также:  Методы электролечения с использованием постоянного тока

Измерение сопротивления «МН – кожух» по переменному току проводятся согласно схеме, приведенной на рисунке 9.2.

Рисунок 9.2 – Схема измерения сопротивления «МТ – кожух» по переменному току:

1 – измеритель сопротивлений по переменному току; 2 – КИП; 3 – кожух; 4 – трубопровод

Сопротивление цепи «МН – кожух» ниже требуемого минимально допустимого значения, определяемого по графику на рисунке 9.3, указывает на наличие электрического контакта между кожухом и трубопроводом.

Рисунок 9.3 – График зависимости усредненного минимально допустимого сопротивления цепи кожух-труба Rц от длины кожуха Lк

В любом случае, если сопротивление составляет менее 1 Ом, то это означает, что имеется электролитический контакт между стенкой кожуха и трубой.

Для измерения естественного потенциала протектора следует отключить протекторную установку от кожуха. Затем необходимо подключить прибор (ПКО, ПКИ) с одной стороны к протектору, а с другой к электроду сравнения.

Измерение силы тока протекторной установки производится в блоке диодно-резисторном или в блоке совместной защиты на шунте (рис. 9.4).

Рисунок 9.4 – Схема измерения силы тока протектора

В том случае, если на шунте ток измерить не удалось (из-за малых значений), то определить его значение можно путем подключения миллиамперметра в разрыв цепи протекторной установки.

Для измерения переходного сопротивления кожуха осуществляют подключение измерительных приборов к выводу от кожуха в контрольно-измерительном пункте (рис.9.5).

Рисунок 9.5 – Схема измерения переходного сопротивления кожуха:

В — расстояние между трубопроводом и потенциальным электродом; А — расстояние между трубопроводом и токовым электродом; LК длина кожуха

В качестве электродов применяются металлические стержни диаметром 10-12 мм и длиной 1,2 метра, погруженные в землю на глубину не менее 0,5 метра.

В качестве приборов используются омметры типа Ф4103, ИСЗ. ИС и т.п.

Измеренная величина переходного сопротивления кожуха характеризует фактическое состояние изоляционного покрытия.

Результаты измерений оформляются ведомостью (Приложение Ж).

9.1 Контрольные вопросы

1. Какие измерения необходимо провести при обследовании переходов, выполненных с применением кожухов?

2. Какие измерения проводят для диагностики состояния изоляции между трубопроводом и кожухом? В каком случае можно предполагать наличие контакта между кожухом и трубой?

3. Схема измерения переходного сопротивления кожуха.

10 Занятие №8. Методика определения скорости коррозии при помощи блока пластин-индикаторов (БПИ)

Номер пункта программы
Продолжительность темы, час

Контроль коррозионной защищенности по величине защитного потенциала является необходимым, но недостаточным методом контроля. Исключительная неравномерность коррозии требует более глубоко подхода к этой проблеме с выделением участков повышенной и высокой коррозионной опасности.

Применение индикаторов скорости коррозии позволяет повысить объективность коррозионного контроля. Блоки устанавливаются в точках дренажа УКЗ и УДЗ.

Блок пластин-индикаторов скорости коррозии (рис.10.1) предназначен для определения опасности коррозии и эффективности действия электрохимической защиты от коррозии подземных стальных сооружений.

Рисунок 10.1 – Блок пластин-индикаторов БПИ

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.

Блок пластин-индикаторов состоит из трех пластин шириной 2 мм и толщиной 0,3 мм, 0,4 мм и 0,5 мм, соединенных с общей пластиной толщиной 1,5 мм. К каждой из пластин подсоединен контрольный проводник. Корпус блока, обеспечивающий контакт рабочей поверхности пластин с грунтом и защищающий от коррозии тыльную сторону и боковые поверхности пластин, выполнен из стеклонаполненного полиамида.

Контроль опасности коррозии и эффективности электрохимической защиты производится путем измерения электрического сопротивления между выводом проводника, подключенного к одной из контрольных пластин блока, относительно проводника, подключенного к общей пластине.

Измерение начинают с пластины № 1 толщиной 0,3 мм. Устанавливают переключатель измерения сопротивления в диапазоне 0-200 Ом. Производят отсчет значения сопротивления по шкале прибора; значение сопротивления более 10 Ом свидетельствует о том, что 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.

Измерения начинают в день установки БПИ. Измерения проводят не реже 1 раза в 6 месяцев после включения ЭХЗ.

Оценку порядка величины скорости общей коррозии (К) после фиксации коррозионного разрушения пластины-индикатора производят по формуле:

К=365δ/τ, мм/год,(10.1)

где δ — толщина пластины, мм;

τ — число суток от момента установки блока индикатора до первой фиксации разрушения индикатора, сут.

10.1 Контрольные вопросы

1. Назначение и состав БПИ.

2. Места установки БПИ.

3. Порядок определения скорости коррозии при помощи БПИ.

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

Источник