Измерение – электрический потенциал – Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Измерение - электрический потенциал
 - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1 Анемометр

Газопроводной системе и направление его движения

Направление блуждающих токов вгазопроводе определяют милливольтметрами, подключаемыми к газопроводу. Если стрелка прибора отклоняется вправо, то можно сделать вывод, что положительный потенциал будет на той точке газопровода, к которой подключен положительный полюс прибора.

Величину тока, протекающего по газопроводу, можно определить по формуле:

где – падение напряжения на участке; – сопротивление измеряемого участка газопровода.

Это сопротивление можно определить по формуле:

где – удельное сопротивление газопровода в ом∙мм 2 /м; – длина измеряемого участка газопровода; – диаметр газопровода в мм; – толщина стенки газопровода в мм.

Если известно омическое сопротивление 1 погонный мгазопровода, то общее сопротивление на участке легко определяется по формуле

где – удельное сопротивление, обычно для стали равно 0,14 ом·мм 2 /м; – длина измеряемого участка газопровода.

Для определения зоны действия блуждающих токов составляются совместные потенциальные диаграммы газопроводов и прилегающих к ним рельсов электрифицированных путей по общим схемам газопроводов и рельсов. На схему наносятся места присоединения. После измерения потенциалов газопроводов и рельсов относительно земли составляется совместная диаграмма их потенциалов.

По этим диаграммам легко определить места входа и выхода блуждающих токов, что позволяет выбрать наиболее подходящий способ защиты газопроводов от электрической коррозии.

После укладки газопровода в грунт и его засыпки на нем производят основной комплекс электрических измерений с целью определения действительных электрических потенциалов газопровода относительно грунта, рельсов электротранспорта и соседних металлических сооружений, а также определяют величину инаправление блуждающих токов, протекающих по газопроводу. Замеры потенциалов газопровода производят вольтметрами или самопишущими приборами.

Измерение - электрический потенциал
 - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1а б

Рис. 15.8. Контрольный пункт:

общий вид(а); клеммная головка(б);

1 –бетонный стакан; 2 –защитный колпак (ковер,); 3 –съемный колпачок; 4 –изолированная часть стального кожуха; 5 –разделительный слой битума внутри кожуха;

6 –контрольный электропроводник; 7 –неизолированная часть кожуха; 8 –защитный слой битума; 9 – минусовой зажим; 10 –плюсовой зажим; 11 –высокоомный вольтметр; 12 –клеммная головка, надеваемая вместо съемного колпачка при проведении замеров

Про анемометры:  Пошаговая инструкция по запуску газового котла. Как включить и настроить газовый котел

При измерениях положительную клемму прибора подключают к газопроводу. Для подключения прибора к газопроводу используют контрольные пункты (см. рис. 15.8).

Вопросы для самопроверки

1. Что называется коррозией металлов, и какие Вы знаете коррозионные процессы. Поясните их сущность.

2. Какие Вы знаете виды коррозионных разрушений? Изобразите на рисунках их структуру.

3. Какой коррозии подвергается наружная поверхность газопроводов? Представьте схему поляризации коррозионного элемента (гальваническую пару).

4. Представьте схему гальванической пары на поверхности газопровода. В каком месте образуется анодный процесс, к чему он приводит?

5. Чем отличается внутренняя и внешняя коррозия газопроводов?

6. Что такое электрокоррозия? В каких случаях она возникает?

7. Расскажите о внутренней коррозии газопроводов. Какими агрессивными компонентами она вызывается?

8. Какие устройства и средства применяются для определения внутренней и внешней коррозии?

9. Как определяется коррозия грунтов? Представьте схему определения омического сопротивления грунтов в полевых условиях.

10. По какой формуле определяется величина тока в газопроводе? Поясните её составляющие.

11. Что такое контрольный пункт для определения величины блуждающих токов? Из каких деталей он состоит?

Источник

Измерение – электрический потенциал
– большая энциклопедия нефти и газа, статья, страница 1

Cтраница 1

Измерение электрического потенциала в слое. Ввиду трудности замера электрических зарядов отдельных зерен в кипящем слое следует воспользоваться сравнительной оценкой свойств различных материалов путем измерения среднего установившегося потенциала в слое Уср. В зону кипящего слоя вводится электрод, например, в виде вертикального металлического стержня /, погружаемого в слой сверху на такую глубину, чтобы конец стержня находился на уровне поверхности неподвижного слоя.
[1]

Измерение электрических потенциалов с целью определения опасного влияния блуждающих токов на участках газопроводов, ранее не требовавших защиты, проводится во всех точках измерений 1 раз в 2 года, а также при каждом изменении коррозионных условий.
[2]

Для измерения электрического потенциала на поверхности диэлектрического покрытия изготовлены металлические цилиндрические электроды, равномерно покрытые слоем исследуемого покрытия.
[3]

Для измерения электрических потенциалов газопроводов допускается применять задвижки, вводы, конденсатосборники, отключающие устройства и другое оборудование и сооружения на газопроводах.
[4]

Про анемометры:  Расчет естественной вентиляции: диаметр и объем воздуха, нормативы

Перед измерением электрических потенциалов газопроводов в колодцах, коллекторах и других подземных сооружениях необходимо при помощи специальных приборов убедиться в отсутствии там газа.
[5]

Перед измерением электрических потенциалов газопроводов в колодцах, коллекторах и других подземных сооружениях необходимо при помощи специальных приборов убедиться в отсутствии там газа. Запрещается проверять наличие газа при помощи открытого огня.
[6]

Неменьшее значение имеют измерения электрических потенциалов при электрохимической защите. Для сооружений, уложенных вне зоны блуждающих токов, смещение потенциалов в сторону отрицательных значений обеспечивает устойчивость защиты.
[7]

Принцип работы устройства основан на измерении электрического потенциала, возникающего на проводнике-антенне в непосредственной близости от ЛЭП, находящейся под напряжением. Величина электрического сигнала составляет несколько десятков микровольт. Усиленный сигнал воспринимается исполнительными реле, включающими звуковые и световые сигналы.
[8]

В основе электрохимического метода изучения каталитической гидрогенизации лежит измерение электрического потенциала Е поверхности катализатора, порошкообразного или массивного. Измерение потенциала компактного электрода не представляет труда. Измерение потенциала порошкообразного катализатора основано на следующем. Металлический порошок, быстро взбалтываемый в жидкости, навязывает свой потенциал металлическому электроду, который измеряют обычными методами. Достоинством электрохимического метода является то, что измерения потенциала катализатора проводятся IB тех же условиях, в которых идет реакция гидрогенизации.
[9]

Коверы устанавливают на подземных газопроводах для сооружения контрольно-измерительных пунктов ( измерение электрического потенциала земля – газопровод), а в районах с особыми условиями эксплуатации – для сооружения контрольных трубок, служащих для определения утечек газа из газопровода. Коверы устанавливают также на колодцах для монтажа средств измерения, а на малых ( однолюковых) колодцах – для обеспечения вентиляции перед производством работ по их обслуживанию.
[10]

В чем, во избежание опасности, необходимо убедиться перед измерением электрических потенциалов газопроводов в колодцах, коллекторах и других подземных сооружениях.
[11]

С этим вариантом мы реально сталкиваемся при определении энергий сольватации с помощью измерений электрических потенциалов методом электродвижущих сил.
[12]

Про анемометры:  Запах газа в машине с ГБО: причины, способы определения и устранения — новости ГБО

С этим вариантом мы реально сталкиваемся при определении энергий сольватации с помощью измерении электрических потенциалов методом электродвижущих сил.
[13]

О – С этим вариантом мы реально сталкиваемся при определении энергий сольватации с помощью измерений электрических потенциалов методом электродвижущих сил.
[14]

В отличие от трудностей исследования исходного явления, на электролитической модели не составляет никакого труда провести измерения электрического потенциала во всех необходимых точках области и построить линии равного потенциала и ортогональные им линии тока.
[15]

Страницы:  

   1

   2

   3

Методы визуализации утечек газов

Автор: Б.Б. Хроленко (Компания “ГК РЕСУРС”, руководитель направления по локализации утечек газов)

Опубликовано на портале «Химическая техника», май 2021

Время прочтения: 15 минут

Своевременная локализация утечек газов для нефтегазовых предприятий является важной частью диагностики, потому что утечки могут привести к авариям, отравлению персонала и большим финансовым потерям. Даже небольшая утечка может нанести серьезный ущерб. Чтобы создать эффективную систему контроля объектов на предмет утечек и обеспечить требования промышленной безопасности, нужно определить слабые места таких объектов.

Комплекс мероприятий по выявлению утечек после пусконаладочных работ (ПНР), ремонтных и сварочных работ резервуаров, трубопроводов может быть недостаточным. Так же коррозия металла, разрушение уплотнений из-за вибрации, старение материалов, ослабление резьбы гаек и болтов, воздействие перепадов температур и давления – всё это ведёт к быстрому износу элементов газовых систем. Как следствие, нарушается герметичность, что приводит к утечке газа.

Слабые места нефтегазовых систем:

  • Задвижки и уплотнения газопровода.
  • Уплотнения вентилей трубопроводов.
  • Фланцевые соединения труб.
  • Сальниковые узлы.
  • Патрубки сброса.
  • Клапаны отсечки.
  • Линия продувки.
  • Сосуды под давлением: газоотделители, фильтры.

Система технологической безопасности для предотвращения утечки природного газа и выбросов других углеводородов предполагает регулярные осмотры, планово-предупредительные работы, своевременное обслуживание, эксплуатацию оборудования и систем трубопроводов в соответствии с инструкциями, нормативными документами отрасли.

Методы локализации утечек

Тем не менее, соблюдение общих правил работы со сложными инженерно-техническими системами не гарантирует отсутствие аварий. Для обнаружения утечек используют следующие методы:

  • Измерение - электрический потенциал
 - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
    Рисунок 1. Метод «обмыливания».

    Нанесение мыльного раствора на места, подверженные утечкам. Рассмотрим плюсы и минусы данного метода. При «обмыливании» мы видим точное место утечки, а не где-то рядом, также мы можем видеть несколько утечек на одном небольшом участке. Этот метод дешевый и простой в приготовлении. Теперь к минусам: мыльная эмульсия провоцирует коррозию металлов; её невозможно применять при минусовых температурах, к примеру, на предприятиях Севера России (правда, существуют специальные морозостойкие поверхностно-активные вещества (ПАВ)); её необходимо готовить каждый раз перед проверкой, и из-за использования различного мыла и непостоянного состава воды из разных отдельно взятых труб, раствор имеет непостоянные характеристики. Так что «мыльность» от раствора к раствору меняется. Также обмылить большие участки трубопроводов и прочего оборудования очень трудозатратно и малоэффективно.

  • Измерение - электрический потенциал
 - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
    Рисунок 2. Многоканальный газоанализатор для
    персональной защиты, измеряющий горючие газы
    и пары, а также O2, CO, NO2, SO2 и H2S.

    Использование газоанализатора в предполагаемом месте утечки. Такие приборы — это второй по доступности метод. Они недостаточно точно определяют место утечки, т.к. работают по концентрации газа в воздухе, также на точность может повлиять незначительный сквозняк или ветер на открытых объектах. Информацию об утечке мы видим либо на дисплее прибора, либо слышим в динамиках, без возможности точной локализации места выхода газа. Детекторы газоанализаторов настроены на конкретный газ, то есть газоанализатор, предназначенный для определения углеводородов, не сработает на монооксид углерода или гелий. То есть даже «обмыливание» нам дает более точные результаты. Также газоанализатор является измерительным прибором, который нуждается в периодической поверке. К преимуществам этих приборов можно отнести удобство в использовании, их портативность и вариативность: есть ручные приборы, мобильные, закрепляемые поверх спецодежды персонала и стационарные с регулируемыми уставками на отключение оборудования и на вывод предупреждающего или аварийного сигнала на пульт управления.

  • Измерение - электрический потенциал
 - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
    Рисунок 3. Инспекция конденсатоотводчиков и
    клапанов.

    Детекторы акустические. Эти легкие портативные приборы просты в использовании, не требуют специального обучения, выявляют утечки с расстояния. Как правило, идут в комплекте с наушниками. Имеют регулировку чувствительности датчика и уровня громкости наушников. С помощью гибкого наконечника можно находить утечки в труднодоступных местах. Основным преимуществом является возможность поиска различных типов газов. К недостаткам можно отнести: ограниченное расстояние определения источника утечки, сложность в интерпретации данных, даже для опытного дефектоскописта. Есть большая вероятность принять высокочастотный шум или вибрацию за утечку. В большинстве случаев простые акустические детекторы с одним микрофоном необходимо будет комбинировать с классическими методами поиска утечек.

  • Измерение - электрический потенциал
 - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
    Рисунок 4. Применение визуально-акустического
    дефектоскопа на российском НПЗ.

    Из наиболее доступных дистанционных способов можно выделить использование визуально-акустического течеискателя. Прибор позволяет на расстоянии обнаружить утечку газов, измерить объем газа, рассчитать размер потерь в рублях.

Визуально-акустический течеискатель выполнен в корпусе мобильной камеры. Основной рабочий орган – параболические микрофоны. Они регистрируют ультразвук в диапазоне частот 2-35 кГц. Большое количество встроенных микрофонов позволяет дефектоскопу выполнять свою функцию с большой точностью и отсеивать ложные сигналы-помехи.

С 2022 года компания ГК РЕСУРС является официальным дистрибьютором финского производителя Noiseless Acoustics Ltd и эксклюзивно предлагает визуально-акустический дефектоскоп NL-камера. NL-камера является новинкой в сфере неразрушающего контроля и благодаря 124 сверхчувствительным микрофонам способна находить различные источники звука в диапазоне от 2 до 65 кГц, в зависимости от выбранных настроек. А алгоритм искусственного интеллекта на основании данных тысяч измерений сопоставляет и локализует дефект и его характер максимально точно (Рисунок 5).

Измерение - электрический потенциал
 - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Рисунок 5. Дисплей визуально-акустического дефектоскопа NL-camera.

Технология ультразвуковой дефектоскопии

Прибор работает, обнаруживая ультразвуковой сигнал утечек, вызванных турбулентностью газа, создаваемой перепадом давления (Рисунок 6). Звуковая волна достигает микрофонов прибора менее чем на 1 мсек., этого времени достаточно, чтобы 4-х ядерный процессор ARM 1.4 ГГц обработал сигнал, обнаружил местоположение источника звука и визуализировал его. Для ультразвуковой визуализации с большим количеством микрофонов можно провести аналогию с матрицей тепловизора: каждый микрофон подобен пикселю матрицы, и чем больше этих “пикселей”, тем точнее акустическое изображение, и с большего расстояния мы можем инспектировать объекты.

Измерение - электрический потенциал
 - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Рисунок 6. Ультразвуковой сигнал, вызванный турбулентностью газа.

Промышленный шум меньше мешает прибору на высоких частотах. С утечками газов обычно можно добиться хороших результатов, если сконцентрироваться на звуках выше 20 кГц. NL камера моментально обнаруживает звуки, в диапазоне возникновения утечки газов, что дает лучшие результаты с меньшими усилиями пользователя при диагностике. По умолчанию камера не воспринимает почти весь мешающий шум.

  • Инфракрасная камера – это самый эффективный и дорогостоящий вариант дистанционной визуализации утечек (Рисунок 7). Прибор позволяет обнаружить невидимый газ и визуализировать его на дисплее в виде газового облака или потока.
Измерение - электрический потенциал
 - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Рисунок 7. Инфракрасная камера для визуализации углеводородов.

Компания ГК РЕСУРС является дистрибьютором передового производителя тепловизионного оборудования FLIR Systems и для визуализации газов предлагает инфракрасные камеры серии GF. Оборудование компании пользуется заслуженной популярностью и востребовано в нефтегазовой отрасли: на нефтеперерабатывающих заводах, транспортных сооружениях газоперерабатывающих заводов, объектах нефтедобычи.

Как работает оптическая визуализация газа?

Ярким примером работы методов визуализации углеводородов является тепловизор серии GF. Конструктивно тепловизор представляет собой портативный прибор, оснащенный объективом, экраном. Основной рабочий орган – инфракрасный детектор в качестве чувствительного элемента. Электроника обрабатывает сигнал с детектора. На экран выводится термограмма. (Рисунок 8).

Измерение - электрический потенциал
 - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Рисунок 8. Визуализация утечки бутана.

Работа таких устройств основана на том, что газ поглощает инфракрасный спектр в определенном диапазоне. Чувствительная камера определяет, какой конкретно диапазон инфракрасного излучения поглощен и визуализирует это место. Такие камеры созданы на основе самых современных технологий и обладают сверхчувствительными детекторами. Для сравнения большинство углеводородов поглощают инфракрасное излучение в диапазоне 3,2-3,4 микрометра, а углекислый газ (CO2) – 4,2-4,4 микрометра. Это очень узкий спектр, поэтому каждый прибор имеет встроенный специальный фильтр OGI (optical gas imaging – визуализация газов). Фильтр ограничивает длину волны распространения газа, отвечает за визуализацию и вывод графической информации о локализации утечки на экран устройства.

Измерение - электрический потенциал
 - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Рисунок 9. Конструкция системы оптической визуализации газа.

Все объекты испускают и отражают инфракрасное излучение, совокупность этих излучений мы назовем фоновым излучением. Когда это излучение попадает в объектив ИК-камеры, оно проходит через линзу до фильтра, который пропускает на детектор длины волн, соответствующие газам, для поиска которых предназначена данная камера (Рисунок 9). Таким образом, если между фоновыми объектами и ИК-камерой находится утечка газа – “газовое облако”, это облако поглощает часть фонового излучения в спектре соответствующего газу.  При этом количество излучения, передаваемого детектору, будет меньше, что позволяет камере визуализировать газ (Рисунок 10).

Измерение - электрический потенциал
 - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Рисунок 10. Эффект газового облака.

Как видно из принципа работы, между входящим в газовое облако излучением и выходящим из него должна быть разница. На рисунке 11 входящее и выходящие излучения показаны красной и синей стрелками соответственно.

Измерение - электрический потенциал
 - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Рисунок 11. Контраст облака.

Условия визуализации утечек газов инфракрасной камерой:

  • Газ частично поглощает излучение в диапазоне пропускания фильтра камеры.
  • Газовое облако контрастирует с фоном в ИК-спектре.
  • Различные температуры облака газа и фона.
  • Газовое облако подвижно.
  • Точно откалиброванная камера для измерения температуры.

Область применения ИК камер и тепловизоров

На крупных производствах, где эксплуатируется большое количество нефтегазового оборудования с тысячами мест потенциальных утечек, выявить все их при помощи газоанализатора невозможно. Использование ИК-камеры или тепловизора позволяет в десятки раз быстрее выполнить проверку, чем при использовании классических методик.

Для мониторинга и автоматизации процесса обнаружения утечек на критических местах устанавливают не переносные, а стационарные модели. Они ведут круглосуточный мониторинг газопроводов, что удобно для труднодоступных и удаленных объектов. Такие инструменты находятся на буровых платформах морского базирования, на газораспределительных станциях и газоперерабатывающих заводах. Подойдут стационарные оптические средства визуализации углеводородов для биологических газов, нефтехимических заводов, скважин.

Применяется оптическая визуализация газов не только в нефтегазовой отрасли. В энергетике для предотвращения отключений оборудования проверяют высоковольтные выключатели и КРУЭ на предмет утечек элегаза (шестифтористая сера – SF6) ИК-камерой FLIR GF 306. На электростанциях (ТЭЦ, АЭС) работают турбогенераторы с водородным охлаждением. Чтобы находить утечки водорода быстро и эффективно применяют камеру FLIR GF 343, только в качестве индикаторного газа используется углекислый газ СO2. На сталелитейных заводах для защиты персонала и окружающей среды от токсичных концентраций угарного газа (монооксид СО), работают камерой FLIR GF 346. Для визуализации около 10 газообразных хладагентов используют FLIR GF 304. Также существуют универсальные камеры, к примеру неохлаждаемая инфракрасная камера GF-77 способна визуализировать метан (CH4), гексафторид серы (SF6), аммиак (NH3), диоксид серы (SO2), окислы азота (N2O) и другие. Неохлаждаемая камера не имеет модуль с охладителем Стирлинга, что делает ее более компактной и легкой в ущерб чувствительности (Рисунок 12).

Измерение - электрический потенциал
 - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Рисунок 12. Сравнение термограммы с камеры GF320 (слева) и GF77 (справа).

Взрывозащищённая камера тепловизор FLIR GFx320 прошла сертификацию для эксплуатации в зонах класса опасности II по ATEX.

Преимущества инфракрасных приборов

Результаты испытаний оборудования ультразвукового и инфракрасного приборов

Независимо от погодных условий, характерных для различных климатических зон и времени года, проделанная с помощью тепловизоров серии GF работа на объектах одной из нефтедобывающих компаний России принесла ожидаемые результаты. Съемка проводилась при температуре воздуха до – 45°C, в дождь со снегом и в солнечную погоду. Камеры обнаружили самые незначительные утечки этана, пропилена, метана, смеси водорода с 10% содержанием метана.

Также были проведены сравнительные испытания ультразвукового и инфракрасного приборов визуализации газа на одном из крупнейших НПЗ РФ. Основное преимущество инфракрасных камер — это возможность определить направление распространения газового облака, даже в системах, где утечки минимальные, и турбулентность, необходимая для приборов ультразвукового контроля, отсутствует.  Из 10 утечек метана, определенных ИК-камерой GF320, ультразвуковая NL камера локализовала 8 (Рисунок 13).

Измерение - электрический потенциал
 - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Рисунок 13. Работа с ультразвуковой и инфракрасной камерами.

Это достаточно неплохой результат если учесть, что ультразвуковые приборы стоят в 5 раз дешевле инфракрасных. С ИК-камерой можно работать в прямой видимости объекта исследования, а ультразвуковая технология хорошо зарекомендовала себя в поиске утечек по отраженным сигналам в труднодоступных местах. В следующем примере мы наглядно покажем как  на нефтехимическом производстве с помощью визуально-акустического течеискателя NL-камера  в несколько шагов была найдена утечка газа с расстояния до 100 метров методом отраженного сигнала. (Рисунок 14).

Измерение - электрический потенциал
 - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Рисунок 14. Работа с ультразвуковой камерой по отраженному сигналу.

Для более детального сравнения визуально-акустической камеры и инфракрасной камеры GF предлагаем ознакомиться с таблицей 1.

Измерение - электрический потенциал
 - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Таблица 1. Сравнение приборов для локализации утечек газов.

Нужно отметить, что технология инфракрасной визуализации газов значительно эффективнее существующих на данный момент методик. Комплексное использование традиционных методов, ультразвуковой диагностики и оптической инфракрасной визуализации значительно снижает вероятность аварии на оборудовании нефтегазового хозяйства.

Определение опасного влияния переменного тока

4.2.22Зоны опасного влияния переменного тока определяют на участках стальных трубопроводов, на которых выявлены значения напряжения переменного тока между трубопроводом и м.с.э., пре­ вышающие 0,3 В.

4.2.23Смещение потенциала трубопровода, вызываемое пере­- менным током, измеряют на вспомогательном электроде (ВЭ) отно­- сительно переносного насыщенного м.с.э. до и после подключения ВЭ к трубопроводу через конденсатор емкостью 4 мкФ.

Примечание:

На участке трубопровода, обеспеченном ЭХЗ, измерения выпол­няют при отключенных средствах ЭХЗ.

Подготовку шурфа и установку ВЭ производят как в п. 4.7.14 Для измерений собирают схему, приведенную на рис. 4.2.4 Исполь­зуют вольтметр с входным сопротивлением не менее 1 МОм. При

наличии атмосферных осадков предусматривают меры против по­падания влаги в грунт.

Измерения выполняют в такой последовательности:

Через 10 мин после установки ВЭ в грунт измеряют его стацио­нарный потенциал относительно м.с.э.

Подключают ВЭ к трубопроводу по схеме рис. 4.2.4 и через 10 мин снимают первое показание вольтметра. Следующие показания непрерывно записывают в память соответствующего измерительно­го прибора (например, ПКИ-02) или снимают через каждые 10 с не менее 10 мин.

Среднее смещение потенциала ВЭ за период измерений опреде­ляют по компьютерной программе (например, используемой при камеральной работе с прибором ПКИ-02) или по формуле:

где EUj — сумма значений потенциала ВЭ, измеренных при под­ключении ВЭ к трубопроводу, мВ; UCT — стационарный потенциал ВЭ, мВ; m — общее число измерений.

Действие переменного тока признается опасным при среднем смещении потенциала в отрицательную сторону не менее, чем на 10 мВ, по отношению к стационарному потенциалу.

Результаты измерений оформляют в виде протокола (Приложе­ние Л).

4.2.24 Для дополнительной оценки опасности коррозии стали под действием переменного тока измеряют силу переменного тока на ВЭ при подключении его к трубопроводу. Для этой цели в цепь ВЭ — конденсатор-трубопровод дополнительно включают ампер­метр переменного тока (8) с пределами измерений от 0,01 мА (Ы0″ 5 А) (рис. 4.2.4).

Среднюю плотность переменного тока j рассчитывают по фор­муле:

где: J (мА) — среднее значение силы переменного тока за время измерений; 6,25 — площадь ВЭ, см 2 .

Действие переменного тока признается опасным при средней плотности тока более 1 мА/см 2 (10 А/м 2 ).

При использовании мультиметров, позволяющих измерять на­пряжение и силу тока, допускается сначала измерить смещение по­тенциала ВЭ по п. 4.2.23, а затем, включив прибор в цепь в качестве амперметра, измерить силу переменного тока на ВЭ.

При наличии амперметра и вольтметра переменного тока одно­временно измеряют основной и дополнительный критерии после подключения ВЭ к трубопроводу.

Рис. 4.2.4 Схема измерения смещения стационарного потенциала трубопровода под влиянием переменного тока

1 — трубопровод; 2 — датчик потенциала; 3 — переносный медносульфатный

электрод сравнения; 4 — шурф; 5 — вольтметр постоянного тока; 6 — конденсатор; 7 — выключатель; 8 — амперметр переменного тока.

4.3 ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ Общие положения

4.3.1ЭХЗ стальных подземных сооружений следует применять в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602-89* и разд. 4.2 настоящей Инструкции.

https://www.youtube.com/watch?v=TKr5giGeEhc

ЭХЗ стальных вставок длиной не более 10 м на полиэтиленовых газопроводах на линейной части и участков соединений полиэтиле­новых газопроводов со стальными вводами в дома (при наличии на вводе электроизолирующих соединений) разрешается не преду­сматривать. При этом засыпка траншеи в той ее части, где проло­жена стальная вставка, по всей глубине заменяется на песчаную.

Стальные газопроводы, реконструируемые методом санации с помощью полимерных материалов, подлежат защите на общих ос­нованиях.

Стальные газопроводы, реконструируемые методом протяжки полиэтиленовых труб, подлежат защите на тех участках, где сталь­ная труба необходима как защитный футляр (под автомобильными, железными дорогами и др.).

Стальные футляры трубопроводов под автомобильными дорога­ми, железнодорожными и трамвайными путями при бестраншейной прокладке (прокол, продавливание и другие технологии, разрешен­ные к применению) должны быть, как правило, защищены средст­вами ЭХЗ, при прокладке открытым способом — изоляционными покрытиями и ЭХЗ в соответствии с п.п. 2.1.3, 2.2.5, 2.2.7 — 2.2.

4.3.2Основанием для проектирования ЭХЗ новых трубопрово­- дов являются данные о коррозионной агрессивности грунтов и на­ личии блуждающих токов (разд. 4.2 настоящей Инструкции). Осно­- ванием для проектирования ЭХЗ действующих трубопроводов яв­- опасного влияния блуждающих постоянных токов и переменных токов (разд. 4.2), а также о коррозионных повреждениях трубопро­- водов.

Указанные данные могут быть получены в результате изысканий организации-разработчика проекта подземных сооружений, либо специализированной организации, привлекаемой на субподрядных началах. Проектирование ЭХЗ должно осуществляться также на основе технических условий, выдаваемых специализированными предприятиями по защите от коррозии или организациями, экс­плуатирующими трубопроводы.

4.3.3 Объем измерений, выполняемых при определении корро­ зионной агрессивности грунтов, наличии блуждающих постоянных токов и переменных токов и зон их опасного влияния, определен в разд. 4.2 настоящей Инструкции.

4.3.4 В случае прокладки подземного сооружения на расстоянии до 300 м от путей рельсового транспорта, электрифицированного на постоянном токе, необходимо измерить потенциалы рельсов с це­- лью определения возможности и выбора места подключения дре-­ нажной защиты.

4.3.5 При проектировании ЭХЗ трубопроводов в зоне действия ЭХЗ проложенных ранее сооружений необходимо получить данные от эксплуатирующих организаций о номинальных параметрах дей-­ ствующих установок ЭХЗ и о режимах их работы (значения силы тока и напряжения на выходе установок, радиусы действия ЭХЗ).

4.3.6 При разработке проекта согласовывают:

— подключение установок ЭХЗ к сетям переменного тока — с ор­- ганизациями, эксплуатирующими эти сети;

— размещение самих установок и элементов системы ЭХЗ (анодных заземлителей, гальванических анодов (протекторов), воз­- душных и кабельных линий, контрольно-измерительных пунктов) — с держателями геофонда, землепользователями и организациями, эксплуатирующими смежные подземные сооружения;

— выполнение работ с выходом на проезжую часть в крупных городах — с местными управлениями дорожного хозяйства и ГИБДД.

4.3.7 Исходным для проектирования ЭХЗ новых сооружений яв­ ляется ситуационный план в масштабе 1 : 2000 (иногда 1 : 1000) проектируемых и существующих подземных сооружений, а для действующих сооружений — их ситуационный план с выделением тех сооружений, для которых проектируется ЭХЗ.

Во всех случаях на плане должны быть указаны: диаметры со­оружений; рельсовые сети электрифицированного транспорта; дей­ствующие установки ЭХЗ; точки подключения к рельсовым путям отсасывающих кабелей и существующих дренажных установок; данные о коррозионной агрессивности грунтов и зонах блуждаю­щих токов.

4.3.8В соответствии со СНиП 11-01-95 «Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной доку­ ментации на строительство предприятий, зданий и сооружений» в состав проектной документации на ЭХЗ входят:

— ситуационный план по п. 4.3.7;

— рабочие чертежи с согласованиями по п. 4.3.6, включая рабо- чий план в масштабе 1 :500;

— заключение специализированной организации о гидрогеоло­- гических условиях для проектирования глубинных заземлителей, включающее при необходимости геолого-геофизический разрез ме- стности;

— пояснительная записка. Пояснительная записка содержит:

— основание для разработки проекта;

— характеристику защищаемых сооружений;

— сведения об источниках блуждающих токов;

— оценку коррозионной ситуации;

— обоснование выбора установок ЭХЗ (при отсутствии соответ-­ ствующих указаний в технических условиях);

— количество и параметры установок ЭХЗ (сводная таблица);

— сведения о проведенных согласованиях и соответствии проек­- та требованиям ГОСТ, СНиП и другим нормативным документам;

— сведения о соответствии проекта рекомендациям по охране природы.

В паспорте проекта указываются его краткая техническая харак­теристика, состав проекта и технико-экономические показатели.

4.3.9Проектом ЭХЗ должна быть предусмотрена установка ста­- ционарных контрольно-измерительных пунктов (КИПов) с интер-

валом не более 200 м в пределах поселения и не более 500 м вне пределов поселения.

В первую очередь такие КИПы устанавливаются:

— в пунктах подключения дренажного кабеля к трубопроводу;

— в концах заданных зон защиты;

— в местах максимального сближения трубопровода с анодным заземлителем.

Рекомендуется также установка КИПов:

— в местах пересечения трубопровода с рельсами электрифици­- рованного транспорта;

— в местах пересечения трубопровода со смежными подземны­ ми сооружениями, не включенными в систему совместной ЭХЗ;

— у одного конца футляров длиной не более 20 м и у обоих кон-­ цов футляров длиной более 20 м.

4.3.10 Сборочный чертеж КИПа на трубопроводе приведен в Альбоме 2 МГНП 01-99 «Узлы и детали электрозащиты инженер­ ных сетей от коррозии» (АО институт «МосгазНИИпроект», М., 1999, стр. 67). Стационарный КИП оборудован стационарным мед- носульфатным электродом сравнения длительного действия с дат­- чиком потенциала (вспомогательным электродом — ВЭ), для чего используют электроды типа ЭНЕС, ЭСН-МС.

Конструкция и основные параметры электродов ЭНЕС и ЭСН-МС даны в Приложении Н.

4.3.11 Для дополнительного контроля действия ЭХЗ рекоменду­- ется предусматривать установку индикаторов общей и (или) ло­- кальной коррозии на участках трубопровода с высокой коррозион­-ной агрессивностью грунта при одновременном опасном влиянии блуждающих токов.

Рис. 4.3.1 Устройство стационарного контрольно-измерительного

пункта с медносульфатным электродом сравнения

1 — трубопровод; 2 — контрольные проводники от трубопровода,

электрода сравнения и датчика потенциалов; 3 — ковер; 4 — защитная трубка;

5 — электрод сравнения; б — датчик потенциала.

Оценка опасности общей коррозии производится с помощью блока пластин-индикаторов (БПИ), а оценка опасности локальной коррозии — с помощью индикатора локальной коррозии (ИЛК) (Приложение О). В стационарных КИПах на электроде сравнения в качестве датчика потенциала (взамен датчика потенциала по п. 4.3.10) может быть использован блок пластин-индикаторов.

4.3.12 С целью обеспечения эффективности ЭХЗ трубопроводов в проекте должна быть предусмотрена установка электроизоли­ рующих соединений (электроизолирующих фланцев, муфт, вста­ вок, сгонов и др.), для газопроводов в соответствии со СНиП 11-01- 95.

4.3.13Установку электроизолирующих соединений следует пре­ дусматривать:

— на входе и выходе трубопровода из земли (на участках пере­ хода подземного трубопровода в надземный разрешается вместо установки электроизолирующих соединений применять электриче­- скую изоляцию трубопроводов от опор и конструкций изолирую­ щими прокладками);

— на входе и выходе газопроводов из ГРП (ШРП);

— на вводе трубопроводов в здания, где возможен их электриче­- ский контакт с землей через заземленные металлические конструк­-ции, инженерные коммуникации здания и нулевой провод электро­- проводки здания;

— на вводе трубопровода на объект, являющийся источником блуждающих токов;

— для электрической изоляции отдельных участков трубопрово­- да от остального трубопровода.

4.3.14 Выбор способа ЭХЗ осуществляют следующим образом.

Катодную защиту применяют при опасности почвенной корро­зии, при одновременной опасности почвенной коррозии и коррозии блуждающими постоянными токами и переменными токами, при опасности коррозии только переменными токами, а также в зонах опасности только блуждающих постоянных токов, если включени­ем дренажей не удается обеспечить защиту трубопроводов.

Защиту поляризованными или усиленными дренажами приме­няют при наличии опасности только блуждающих токов для соот­ветствующих участков сближения защищаемого трубопровода с рельсовой сетью электрифицированных на постоянном токе желез­ных дорог или трамвая при устойчивых отрицательных потенциа­лах рельсов (или знакопеременных потенциалах рельсов трамвая).

Гальваническая защита — защита гальваническими анодами (протекторами) может применяться:

— в грунтах с удельным сопротивлением не более 50 Ом.м для отдельных участков трубопроводов небольшой протяженности, не имеющих электрических контактов с другими сооружениями, при отсутствии опасности блуждающих токов или при наличии опасно­ сти блуждающих токов, если вызываемое ими среднее смещение потенциала от стационарного не превышает 0,3 В (с применением вентильных устройств); для участков трубопроводов, электрически отсеченных от общей сети изолирующими соединениями, а также в случаях, когда расчетные защитные токи относительно малы (на­ пример,

Источник

Оцените статью
Анемометры
Добавить комментарий

Adblock
detector