Защита подземных газопроводов может осуществляться с помощью одиночных или групповых протекторных установок. Если состояние изоляционного покрытия газопровода хорошее, применяют одиночные протекторы, которые располагают на расстоянии 3 – 7 м от газопровода. Глубина установки от поверхности земли до верха протектора должна быть не менее 2 м и ниже промерзания грунта на 0,2 м. Групповые протекторные установки применяют при защите участков газопроводов с плохой изоляцией или неизолированных патронов на переходах газопроводов через шоссейные и железные дороги для увеличения срока службы. Число протекторов в группе зависит от состояния изоляционного покрытия газопровода, удельного сопротивления грунта, диаметра газопровода. Групповые протекторные установки размещают на расстоянии 10 – 12 м от оси газопровода. Расстояние между протекторами в группе 5 м. Рекомендуется групповые протекторные установки располагать через 500 – 1000 м.
Одиночные протекторные установки, как правило, устанавливают без измерительной колонки (Рис. 54). Для отыскания протектора на трассе ставят опознавательный знак. Групповые протекторные установки обычно имеют контрольно-измерительные колонки, которые необходимы для отыскания протекторных установок на трассе и проведения контроляэффективности их работы (Рис. 55, а). В контрольно-измерительную колонку (Рис. 55, в) выводят изолированные провода от установки и дренажный провод от газопровода. Эти проводники контактными болтами крепят к панели, изготовленной из изоляционного материала. Наличие в колонке металлических перемычек позволяет соединять протекторы установки между собой и с газопроводом, а при необходимости контроля эффективности их работы – подключать контрольно-измерительные приборы.
|
|
Рис. 55. Групповая протекторная установка: а – устройство установки; б – подключение протектора к соединительному кабелю; в – контрольно-измерительнаяколонка; 1 – газопровод; 2 – протектор упакованный; 3 – провод протектора; 4 – соединительный кабельпротекторов; 5 – контрольно-измерительная колонка; 6 – кабель подключения газопровода; 7 – контакт сгазопроводом; 8 – подключение протектора к соединительному кабелю; 9 – засыпка естественным грунтом; 10 – припой; 11 – изоляционная лента; 12 – изоляционнаямастика; 13 – корпус колонки; 14 – крышка; 15 – измерительная панель; 16 – стопорный винт; 17 – электрическая перемычка. |
Протекторы располагают по одну сторону от защищаемого газопровода и с разных сторон от защищаемых патронов. Если защищают две параллельно проложенные трубы, протекторы устанавливают с внешней стороны каждой трубы. Протекторы могут устанавливаться вертикально в пробуренные для этого скважины или горизонтально в общей траншее. Для монтажа протекторов применяют изолированные провода с площадью сечения 2 – 5 мм2. Групповые протекторные установки объединяют соединительные кабелем АВРГ 1 × 16. Провода протектора подключают к газопроводу при помощи стального стержня термитной сваркой. Соединительный провод протектора укладывают в траншеи с запасом для того, чтобы при осадке грунта избежать повреждений контактов и обрывов проводов. После изоляции места приварки стержня к газопроводу шурф, траншею и скважину засыпают. Контрольные колонки устанавливают над газопроводом. Данные о смонтированных установках протекторной защиты (с привязкой на местности) заносят в журнал.
|
|
Автоматические протекторные установки. При определенных условиях устройство протекторной защиты не дает положительных результатов. Например, при монтаже протекторов вблизи действующей СКЗ ток защиты, стекающий с анодного заземления, через протектор попадает на газопровод. Уменьшается защитная зона СКЗ, т.е. падает эффективность ее работы. Не рекомендуется применять протекторную защиту магистральных газопроводов в зонах действия блуждающих токов, так как наличие протекторов в катодной и знакопеременной зонах увеличивает плотность катодного тока, входящего в трубопровод, а, следовательно, и стекающего анодного тока. Применение автоматических протекторных установок позволяет устранить эти отрицательные явления и дает возможность регулировать в определенных пределах потенциалы на поверхности защищаемого газопровода.
Конструктивно автоматическая протекторная установка представляет собой обычную систему металлических протекторов, присоединенных к защищаемому газопроводу через полупроводниковые элементы. Применяя односторонние поляризованные протекторы на диодах, в схему обычной протекторной установки (Рис. 56, а) включают полупроводниковый диод в прямом направлении от газопровода к протектору. При отсутствии блуждающего тока в цепи «газопровод–протектор» протекает защитный ток i защ, определяемый по формуле
, (57)
где , – потенциалы сооружения (газопровода) и протектора в разомкнутом состоянии; р с, р пр – поляризационные сопротивления сооружения и протектора; R из, R г, R д – омические сопротивления соответственно изоляции сооружения, грунта и диода.
Из формулы (58) следует, что с уменьшением внутреннего сопротивления диодов в прямом направлении защитный ток увеличивается, поэтому в данной системе целесообразно использовать диоды с малым внутренним сопротивлением. При появлении блуждающего тока катодного направления общий защитный ток остается постоянным до тех пор, пока потенциал, созданный этим током на сооружении в точке дренажа протектора, не станет по абсолютной величине больше потенциала протектора. В этом случае потенциал сооружения сдвигается в отрицательную область и при достижении потенциала отсечки U отс протектор выключается. Потенциал отсечки определяют по формуле
,(58)
где Δ U д – падение напряжения на диоде.
Таким образом, при катодном направлении блуждающих токов защитный ток протектора i защвсегда уменьшается и при потенциале U становится равным нулю.
Рис.56. Принципиальные схемы автоматических протекторных систем:
а – односторонне поляризованных протекторов на диодах; б – односторонне поляризованных протекторов на транзисторах с автоматическим регулированием защитноготока; в – сдвоенных поляризованных протекторов на диодах и транзисторах; 1 – защищаемое сооружение (газопровод, кабель); 2 – полупроводниковый диод; 3 – протектор (эффективный анод); 4 – заполнитель протектора (эффективного анода); 5 – управляющий электрод; 6– заполнитель управляющего электрода; 7 – транзистор p-n-p; 8 – транзистор n-p-n; 9 – эффективный катод; 10 – заполнитель эффективного катода; Э – эмиттер; Б – база; К – коллектор.
|
|
При анодном направлении блуждающих токов потенциал сооружения сдвигается в положительную сторону, причем защитный ток протектора i защнепрерывно возрастает. Если потенциалы протектора и сооружения равны и имеют противоположные знаки в точке дренажа, то сооружение оказывается незаполяризованным(i защ = 0) иприобретает свой естественный потенциал.
Протектор в этот момент нагружается током
,(59)
где R с –омическое сопротивление сооружения.
Дальнейшее увеличение анодных блуждающих токов может сдвинуть потенциал сооружения в положительную область, однако ток протектора будет возрастать, что приведет к значительному торможению анодной поляризации сооружения. Анодный ток, который при отсутствии протекторов стекал с газопровода, разрушая его, в данном случае стекает в основном с протекторов.
Из анализа приведенных данных видно, что эффективность защиты поляризованными протекторами в знакопеременных зонах постоянных блуждающих токов тем выше, чем больше разность , меньшесопротивление диода R и поляризационное сопротивление протектора р выше сопротивления изоляции R. Протектор с диодом обеспечивает автоматическое действие системы и регулирует направление, но не величину защитного тока.
При необходимости поддержания более положительного защитного потенциала, чем это может обеспечить потенциал протектора (например, при защите кабелей с алюминиевой оболочкой), можно стабилизировать защитный потенциал в заданном интервале, соединив протектор с сооружением через транзистор (Рис. 56, б). Коллектор транзистора соединяют с протектором, а эмиттер – с защищаемым сооружением. Через цепь протекает защитный ток только в том случае, когда потенциал базы, задаваемый управляющим электродом, будет более отрицательным, чем потенциал сооружения. По мере сближения потенциалов управляющего электрода и сооружения ток в цепи базы уменьшается до тех пор, пока не установится минимальный разбаланс потенциалов вспомогательного электрода и сооружения. Такая схема соединения образует обратную связь между защитным потенциалом и током, что обеспечивает автоматическое регулирование. При этом уровень защитного потенциала устанавливается посредством выбора соответствующего управляющего электрода (цинк, алюминий, кадмий и др.) и заполнителя (см. Табл. 14).
|
|
При защите сооружений в полях знакопеременных постоянных и переменных блуждающих токов промышленной частоты, если необходимо ограничение не только анодного, но и катодного потенциала сооружения (например, при электрохимической защите алюминиевых оболочек кабелей или предохранении изоляции стальных трубопроводов от разрушенияпри высоких катодных потенциалах), используют сдвоенные поляризованные протекторные установки на диодах и транзисторах (Рис. 56, в). Такая установка состоит из двух односторонне поляризованных протекторов: эффективного анода и катода. Автоматическая работа устройства, заключающаяся в поддержании защитного интервала потенциалов, осуществляется за счет электрохимического источника опорного потенциала – управляющего электрода, имеющего в грунте (с соответствующим заполнителем) заданный и стабильный во времени потенциал.
Протекторная защита патронов и подземных емкостей. В соответствии с действующими правилами переходы магистральных газопроводов через железные и шоссейные дороги I – IVкатегорий осуществляются в патронах (стальных трубах), диаметр которых на 100 – 200 мм больше диаметра газопровода. Патроны рассчитывают на рабочее давление газа в газопроводе и оборудуют предохранительными свечами. На концах патрона делают уплотнение, герметизирующее пространство между газопроводом и патроном. Переходы сооружают бестраншейным методом продавливания патрона под дорогой. Патроны не имеют изолирующего покрытия и по всей поверхности соприкасаются с коррозионной почвенной средой.
Патрон, поврежденный коррозией, не защищает от динамических нагрузок, создаваемых проходящим над газопроводом железнодорожным и автомобильным транспортом, а также не обеспечивает безопасности в случае разрыва стыка газопровода внутри него.
В связи с этим он должен быть надежно электрически изолирован от газопровода, в противном случае снижается эффективность катодной защиты. Замыкание патрона с газопроводом в зоне действия блуждающих токов приводит к следующему:возрастает коррозионная опасность на газопроводе за счет блуждающих токов, входящих через патрон (при расположении патрона на катодном участке); увеличивается опасность разрушения патрона блуждающими токами, стекающими с газопровода через патрон (при расположении его на анодном участке); увеличивается коррозионная опасность, как на газопроводе, так и на патроне (при расположении последнего на участке знакопеременных потенциалов). В связи с этим при строительстве переходов тщательно выполняют, а при эксплуатации систематически проверяют изоляцию патронов от газопровода, измеряя потенциал газопровода и патрона.
Патрон, изолированный от газопровода, вследствие небольшой протяженности не подвержен воздействию блуждающих токов и разрушается в основном под действием почвенной коррозии. Патрон защищают от коррозии катодной поляризацией его поверхности током гальванической пары «протектор–патрон». Для этого к нему подключают групповые установки протекторов с обеих сторон дороги (Рис. 57, а). Необходимое число протекторов рассчитывают, исходя из потенциала или плотности тока с учетом поверхности патрона (диаметра и его длины) и удельного сопротивления грунта. При контакте действующего газопровода с патроном, если замыкание не может быть устранено, на анодных и знакопеременных участках протекторы будут работать одновременно и как токоотводы в связи с тем, что переходное сопротивление «протектор–заполнитель–земля» ниже переходного сопротив-ления «патрон–земля». Величины токов, стекающих с токоотводов-протекторов и патрона, обратно пропорциональны этим сопротивлениям. На знакопере-менных участках в цепь протектора включают вентиль, рассчитанный на ток дренирования.
Рис. 57. Схемы протекторной защиты подземных сооружений:
а – патрона газопровода; б – металлической емкости; 1 – газопровод; 2 – протекторная установка; 3 – контрольно-измерительная колонка; 4 – патрон; 5 – емкость; 6 – горловина.
Подземные металлические емкости (склады горюче-смазочных материалов, метанольные склады, емкости сбора конденсата) должны защищаться от действия почвенной коррозии. Блуждающие токи на подземные емкости практически не оказывают вредного влияния из-за их небольшой длины. Перед укладкой поверхность емкости изолируют, но одной этой меры оказывается недостаточно, поэтому по периметру на расстоянии 2 – 4 м от емкости устанавливают протекторы (Рис. 57, б). Число их зависит от размеров поверхности защищаемой емкости и удельного сопротивления грунта. Обычно на каждом углу емкости подключают одиночный протектор, затем измеряют разность потенциалов «емкость–земля» и при необходимости устанавливают дополнительные протекторы до достижения полной электрохимической защиты емкости.
Прутковые (ленточные) магниевые протекторы применяют для защиты магистральных газопроводов от почвенной коррозии в грунтах с удельным электрическим сопротивлением до 300 Ом ∙ м. Их изготавливают из магния Мг 95, содержащего 99,95 % этого металла. Поперечное сечение магниевых прутков прямоугольной и круглой формы (Табл. 15). В середине прутка запрессован стержень из стальной оцинкованной проволоки, являющийся армирующим и используемый при устройстве контакта.
При изготовлении магниевые прутки наматывают на кабельные барабаны. Строительная длина прутка – 1 км. Протекторы укладывают в общую траншею с газопроводом или в отдельную траншею на расстоянии от газопровода, равном (3 ÷ 5) D трубы, ниже глубины промерзанияи просыхания грунта в данной местности, затем их соединяют между собой и подключают к газопроводу через контрольно-измерительные колонки. Их можно также монтировать с диодами и транзисторами, создавая автоматические системы защиты.