Тема 19. Протекторная защита магистральных трубопроводов

К электрохимическому виду защиты трубопровода от коррозии относится так называемая протекторная защита, в основу которой положен принцип работы гальванического элемента. Механизм электро­химической коррозии, связанный с образованием гальванического элемента сопровождается переходом ионов металла анода в электролит, в то время как на катоде происходит разряд этих ионов.

Таким образом, создавая условия, при которых трубопровод будет катодом, а другой электрод анодом, можно добиться прекращения коррозионного разруше­ния трубопровода, но при довольно интенсивном разрушении анода. Эту идею можно реализовать за счет использования в качестве анода материала, обладающего более отрицательным электродным потенциалом по сравнению с потенциалом защищаемого металла. Более отрицательным по сравнению с железом потенциалом обладают магний, цинк, алюминий. Их можно в прин­ципе использовать в качестве анодов-протекторов. Однако вследствие того, что на поверхности алюминия образуется труднорастворимая пленка, в чистом виде его не применяют. Наиболее часто используют для этой цели магнитные сплавы МЛ-4 и МЛ-5.

Расчет протекторной защиты

При расчете должна быть определена длина участка трубопро­вода, защищаемого одиночным протектором или группой про­текторов. Рассмотрим схему, изображенную на рис. 24.1. Допу­стим, что в грунте установлен протектор (или группа) 2, кото­рый соединен кабелем 3 с трубопроводом 1. Вследствие того что протектор изготовлен из материала, обладающего более от­рицательным потенциалом по сравнению с потенциалом мате­риала трубопровода, в точке подсоединения О разность потен­циалов будет максимально допустимой V_max. По мере удаления от точки О эта разность будет уменьшаться. В точках т, п она станет равной минимально допустимой V_min.

Рисунок 24.1 – Схема протекторной защиты

Расстояние между точками т и п можно считать максимальной длиной участка трубопровода, защищаемого одним протектором. Пусть электродная разность потенциала протектора по отношению к электроду сравнения V_пр < V_max, переходное сопротивление одиночного протектора R_п.пр; R_вх – входное сопротивление тру­бопровода, т. е. сопротивление, оказываемое трубопроводом, имеющим на изоляции повреждения, входящему в него току, R_с.пр – сопротивление кабеля, соединяющего протектор с тру­бопроводом. Тогда, учитывая естественную разность потенциа­лов труба – земля V_e, силу тока протектора, найдем по закону Ома

I_пр = (V_пр – V_e)/(R_п.пр + R_вх + R_с.пр). (24. 3)

Отметим, что V_пр и V_e определяются по одному и тому же электроду сравнения (медносульфатному или водородному).

Чем больше электродный по­тенциал протектора, тем боль­шей силы ток при прочих рав­ных условиях он может дать. Для того чтобы трубопровод был защищен от коррозии, плотность тока, приходящаяся на единицу длины трубопро­вода, при минимуме защит­ного потенциала V_min должна быть

J_п = kV_min / R_пер , (24. 4)

где k = 1,2 – 1,3 – коэффициент неравномерности распределения разности потенциалов труба – грунт вдоль трубопровода; V_min = 0,85 В (по медносульфатному электроду сравнения); R_пер – переходное сопротивление трубопровод – грунт.

Две последние формулы позволяют определить число N не­обходимых одиночных протекторов на участок определенной длины или длину участка L₁, защищаемого одним протектором:

N = L₁J_п / I_пр ; (24. 5)

L₁ = I_пр / J_п . (24. 6)

В однородном грунте протекторы размещаются на равном друг от друга расстоянии L₁.

Применяют также и групповое размещение протектора. В этом случае необходимо определить силу тока группы про­текторов и их переходное сопротивление. Сила тока группы протекторов:

I_{г. пр} = (V_пр – V_e)/(R_пер.г + R_вх + R_с.пр); (24. 7)

где R_пер.г – переходное сопротивление группы протекторов.

Первоначально определяют приближенное число протекторов в группе, необходимое для защиты участка длиной L:

N_г = LJ/(0,6/I_пр); (24. 8)

где 0,6 – ориентировочный коэффициент взаимовлияния про­текторов в группе. Далее определяют R_пер.г = R_пер/ N_г.

Одной из важнейших расчетных характеристик является срок службы протектора Т, который зависит от массы протек­тора Q_пр, электрохимического эквивалента материала протек­тора q, коэффициентов использования протектора и его к. п. д. , а также средней силы тока протектора I_{пр. ср} пли группы протекторов I_{г. ср}:

. (24. 9)

Протекторы выполняют в форме цилиндрического стержня.

Сооружение протекторов

Сооружение протекторной защиты включает следующие основные операции:

• устройство скважин диаметром 25–30 см на глубину, превышающую глубину промерзания грунта;

• присоединение к протектору кабеля сечением 3 – 5 мм²;

• подготовку протектора к установке в скважину;

• установку протектора в скважину;

• прокладку соединительного кабеля и подсоединение его к трубопроводу.

Бурят скважины с помощью передвижной буровой установки. Перед установкой протектора в скважину заливают специально приготовляемый заполнитель. Состав заполнителя: гипс, глина, сернокислый натрий, сернокислый магний. На этой основе приготовляют водный раствор пастообразной консистенции. Протектор обмазывают заполнителем и устанавли­вают по центру скважины. Затем оставшееся пространство между стенкой скважины и протектором заливают заполните­лем, закрывая торец протектора на 15 – 20 см.

Сверху оставшуюся часть скважины засыпают грунтом. Со­единительный кабель прокладывают на глубину 50 – 80 см и присоединяют его к поверхности труб с помощью термитной сварки. Для регулировки работы протектора в соеди­нительный кабель включают шунт, регулируемое сопротивление и размыкатель цепи.