ПНСТ 690-2022 Нефтяная и газовая промышленность. Системы подводной добычи. Проектирование электрохимической защиты. Методические указания.

        ПНСТ 690-2022

 

 ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 

 

 Нефтяная и газовая промышленность

 

 СИСТЕМЫ ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧИ

 

 Проектирование электрохимической защиты. Методические указания

 

 Petroleum and natural gas industry. Subsea production systems. Design of electrochemical protection. Methodology guide

ОКС 75.020

Срок действия с 2023-07-01

до 2026-07-01

 

 Предисловие

     

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Газпром 335" (ООО "Газпром 335")

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 023 "Нефтяная и газовая промышленность"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 27 декабря 2022 г. N 152-пнст

Правила применения настоящего стандарта и проведения его мониторинга установлены в ГОСТ Р 1.16-2011 (разделы 5 и 6).

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии собирает сведения о практическом применении настоящего стандарта. Данные сведения, а также замечания и предложения по содержанию стандарта можно направить не позднее чем за 4 мес до истечения срока его действия разработчику настоящего стандарта по адресу: [email protected] и/или в Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии по адресу: 123112 Москва, Пресненская набережная, д.10, стр.2.

В случае отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты" и также будет размещена на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.rst.gov.ru)

 

 Введение

Создание и развитие отечественных технологий и техники для освоения глубоководных шельфовых нефтегазовых месторождений должно быть обеспечено современными стандартами, устанавливающими требования к проектированию, строительству и эксплуатации систем подводной добычи. Для решения данной задачи Министерством промышленности и торговли Российской Федерации и Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии реализуется "Программа по обеспечению нормативной документацией создания отечественной системы подводной добычи для освоения морских нефтегазовых месторождений". В объеме работ программы предусмотрена разработка национальных стандартов и предварительных национальных стандартов, областью применения которых являются системы подводной добычи углеводородов.

Целью разработки настоящего стандарта является установление общих принципов и правил проектирования систем электрохимической защиты, предназначенных для применения в системах подводной добычи углеводородов.

 

      1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает общие принципы и правила проектирования систем электрохимической защиты, предназначенные для применения в системах подводной добычи углеводородов.

1.2 Настоящий стандарт распространяется на системы электрохимической защиты, оборудования и сооружений систем подводной добычи углеводородов, эксплуатируемых в морской воде с соленостью в диапазоне от 30 до 40‰, в которых применяются протекторы, изготовленные из сплавов алюминия или цинка. Для оборудования и сооружений систем подводной добычи углеводородов, расположенных в акваториях с соленостью морской воды, отличной от указанной, следует применять катодную защиту наложенным током.

1.3 При проектировании, строительстве и эксплуатации СПД под техническим наблюдением Российского морского регистра судоходства в дополнение к требованиям настоящего стандарта следует руководствоваться требованиями правил [1].

 

      2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 9.072 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Термины и определения

ГОСТ 9.106 Единая система защиты от коррозии и старения. Коррозия металлов. Термины и определения

ГОСТ 28246 Материалы лакокрасочные. Термины и определения

ГОСТ Р 55311 Нефтяная и газовая промышленность. Сооружения нефтегазопромысловые морские. Термины и определения

ГОСТ Р 58284 Нефтяная и газовая промышленность. Морские промысловые объекты и трубопроводы. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ Р 59304 Нефтяная и газовая промышленность. Системы подводной добычи. Термины и определения

ГОСТ Р ИСО 8501-1 Подготовка стальной поверхности перед нанесением лакокрасочных материалов и относящихся к ним продуктов. Визуальная оценка чистоты поверхности. Часть 1. Степень окисления и степени подготовки непокрытой стальной поверхности и стальной поверхности после полного удаления прежних покрытий

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

 

      3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 9.072, ГОСТ 9.106, ГОСТ 28246, ГОСТ Р 55311 и ГОСТ Р 59304.

 

      4 Сокращения и обозначения

4.1 В настоящем стандарте использованы следующие сокращения:

СПД - система подводой добычи;

ЭХЗ - электрохимическая защита.

4.2 В настоящем стандарте использованы следующие обозначения:

C - периметр поперечного сечения протектора, м;

- минимальный защитный потенциал, В;
 

Е - расчетное значение токоотдачи протекторного сплава А·ч/кг;

- коэффициент разрушения покрытия на конец срока эксплуатации;
 
- коэффициент разрушения покрытия в начале срока эксплуатации;
 
- коэффициент разрушения покрытия в течение срока эксплуатации;
 

L - длина протектора, м;

M - общая масса протекторов, кг;

- масса единичного протектора, кг;
 

N - количество протекторов, шт;

R - радиус протектора, м;

S - полусумма длины и ширины протектора, м;

W - ширина протектора, м.

 

      5 Общие положения

5.1 При проектировании системы ЭХЗ рассчитывают необходимое для защиты оборудования и сооружений количество протекторов.

5.2 Исходные данные для расчета параметров системы ЭХЗ должны содержать следующее:

- проектный срок эксплуатации СПД;

- условия эксплуатации и монтажа (глубина, температура и соленость морской воды);

- удельное сопротивление морской воды и грунта;

- концентрацию сероводорода;

- материалы компонентов СПД;

- применяемые защитные покрытия компонентов СПД и их технические характеристики, включая величину электрического сопротивления;

- технические характеристики компонентов СПД, необходимые для расчета площади защищаемой поверхности;

- температурный режим эксплуатации компонентов СПД;

- сведения о наличии заглубленных в донный грунт компонентов СПД, а также возможности их заиливания.

5.3 Проектирование системы ЭХЗ должно включать в себя следующие поэтапные процедуры:

а) общий расчет:

- расчет общей площади защищаемой поверхности,

- расчет общего требуемого защитного тока для обеспечения необходимой защиты на протяжении срока эксплуатации,

- расчет защитного тока в начале (если необходимо) и в конце срока эксплуатации СПД,

- расчет общей необходимой массы протекторов;

б) детальный расчет:

- определение (выбор) типоразмера протекторов исходя из приблизительной массы, возможных поставщиков и производителей,

- расчет общего количества протекторов с учетом размеров компонентов СПД, на который они устанавливаются,

- расчет величины защитного тока одного протектора в начале (если необходимо) и в конце срока эксплуатации СПД;

в) проверка и корректировка:

- проверка достижения требуемого общего защитного тока с учетом типоразмера и количества протекторов, определенных при детальном расчете,

- корректировка, при необходимости (если защитный ток в конце срока эксплуатации, обеспечиваемый протекторами, менее требуемого), количества протекторов или их типоразмера,

- определение мест для монтажа планируемых к применению протекторов,

- корректировка, при необходимости (если не соблюдаются ограничения по расположению протекторов), количества протекторов и/или их типоразмера,

- окончательный выбор типоразмера протекторов, их количества и расположения.

 

      6 Расчет параметров

6.1 Общие положения

6.1.1 Если условия эксплуатации (срок эксплуатации, глубина, температурный режим, заглубление в грунт и т.д.) для разных частей компонента СПД различны или части компонента СПД электрически не связаны друг с другом, то защитный ток и требуемое количество протекторов рассчитывают для каждой такой части по отдельности.

6.1.2 Компоненты СПД или их части, изготовленные из стойких к коррозии в морской воде согласно ГОСТ Р 58284 металлических материалов, допускается не учитывать при расчете необходимого защитного тока, если они не имеют электрического контакта с другими защищаемыми компонентами.

6.1.3 Если монтаж протекторов на компоненте СПД или его отдельных частях невозможен, то необходимо обеспечить электрический контакт с частями компонента СПД, на которых установлены протекторы. Если обеспечение электрического контакта невозможно осуществить, то компонент или его части должны быть изготовлены из стойких к коррозии в морской воде материалов в соответствии с ГОСТ Р 58284.

6.1.4 Для обеспечения электрического контакта применяют кабели с медной многопроволочной жилой номинальным сечением не менее 16 мм
и устойчивой к морской воде изоляцией (пластмассовой либо полимерной). Кабель должен быть приварен к соединяемым частям. Кабельные наконечники при использовании должны быть припаяны к кабелю. Электрическое сопротивление между соединяемыми с помощью кабеля частями не должно превышать 0,1 Ом. Допускается контактное соединение кабеля и защищаемой поверхности с помощью болта и шайб с наружными зубьями, если применение сварки невозможно. При этом металлическая поверхность в местах контакта должна быть зачищена от покрытий. Для изолирования кабельных присоединений следует использовать материалы, по своим электрофизическим характеристикам соответствующие основной изоляции частей СПД.
 
6.1.5 В проектный срок эксплуатации
следует включать время, необходимое для монтажа компонентов СПД в проектное положение.
 

6.2 Расчет необходимого тока защиты

6.2.1 Если условия эксплуатации (глубина, температурный режим, заглубление в донный грунт, заиливание и т.д.) для разных частей компонента СПД различаются, то потребность в необходимом защитном токе и требуемое количество протекторов рассчитывают для каждой такой части по отдельности.

6.2.2 Для компонентов СПД или их отдельных частей рассчитывают необходимый ток защиты в течение и в конце срока эксплуатации. Для компонентов СПД без защитных покрытий или поверхность которых окрашена частично, дополнительно рассчитывают необходимый ток защиты в начале срока эксплуатации.

Примечание - При расчете необходимого защитного тока учитывают площадь всех частей компонента в электрическом контакте.

6.2.3 Для расчета необходимого тока защиты
, А, применяют следующую формулу:
 
,                                                             (1)
 
где
- площадь защищаемой поверхности, м
;
 
- плотность защитного тока, А/м
;
 
- коэффициент разрушения покрытия.
 
6.2.4 Плотность защитного тока в течение срока эксплуатации
, А/м
, определяют в соответствии с таблицей 1 исходя из температуры морской воды и проектной глубины эксплуатации.
 

Таблица 1 - Значения плотности защитного тока в течение срока эксплуатации в зависимости от глубины и температуры воды (согласно [2]*)

 

           

 

Глубина, м

Плотность защитного тока, А/м
 

 

Температура поверхности моря, °С

 

Св. 20

Св. 12 до 20 включ.

От 7 до 12 включ.

До 7

От 0 до 30 включ.

0,07

0,08

0,10

0,12

От 30 до 100 включ.

0,06

0,07

0,08

0,10

От 100 до 300 включ.

0,07

0,08

0,09

0,11

Св. 300

0,09

0,10

0,11

0,11

 

6.2.5 Если температура поверхности компонента или его части превышает 25°C, то плотность защитного тока корректируют с помощью формулы:

,                                                        (2)
 
где
- откорректированная с учетом нагрева плотность защитного тока, А/м
;
 
- плотность защитного тока, А/м
;
 
- температура поверхности компонента или его части,
°C.
 
Откорректированное значение плотности защитного тока
следует применять при расчете необходимого тока защиты по формуле (1) взамен
.
 
6.2.6 Плотность защитного тока в начале и в конце срока эксплуатации (
и
соответственно) определяют согласно таблице 2, исходя из температуры морской воды и проектной глубины эксплуатации.
 

Таблица 2 - Значения плотности защитного тока в начале и в конце срока эксплуатации в зависимости от глубины и температуры воды (согласно [2])

 

 

Глубина, м

Плотность защитного тока, А/м
 

 

Температура поверхности моря, °С

 

Св. 20

Св. 12 до 20 включ.

От 7 до 12 включ.

До 7

 

в начале

в конце

в начале

в конце

в начале

в конце

в начале

в конце

До 30 включ.

0,15

0,10

0,17

0,11

0,20

0,13

0,25

0,17

От 30 до 100 включ.

0,12

0,08

0,14

0,09

0,17

0,11

0,20

0,13

От 100 до 300 включ.

0,14

0,09

0,16

0,11

0,19

0,14

0,22

0,17

Св. 300

0,18

0,13

0,20

0,15

0,22

0,17

0,22

0,17

 

6.2.7 Для заполняемых морской водой компонентов, к внутренней поверхности которых имеется доступ для атмосферного воздуха, плотность защитного тока для внутренней поверхности принимают равной согласно представленным в таблицах 1 и 2 значениям, соответствующим для глубины эксплуатации от 30 до 100 м, независимо от проектного расположения компонента. Если компонент заполняется морской водой и изолируется от ее дальнейшего поступления, то для внутренней поверхности такого компонента ЭХЗ не требуется.

6.2.8 Для компонентов, изготовленных из алюминиевых сплавов, а также для компонентов, защищаемых цинковыми или алюминиевыми металлическими покрытиями, плотность защитного тока принимают равной 0,01 А/м
. Если температура поверхности таких компонентов превышает 25
°C,
то плотность защитного тока аналогично 6.2.7 корректируют с помощью формулы:
 
.                                                        (3)
 
6.2.9 Коэффициент разрушения покрытия в течение срока эксплуатации
рассчитывают по формуле
 
,                                                           (4)
 

где а и b - константы (таблица 3);

- расчетный срок эксплуатации, год.
 
6.2.10 Коэффициент разрушения покрытия на конец срока эксплуатации
рассчитывают по формуле
 
,                                                           (5)
 

где а и b - константы;

- расчетный срок эксплуатации, год.
 

6.2.11 Если полученное значение коэффициента разрушения покрытия превышает единицу, то в расчетах данную величину принимают равной единице.

6.2.12 Для компонентов без защитных покрытий значения коэффициентов разрушения покрытия принимают равными единице. Для компонентов с частично окрашенной поверхностью значение коэффициента разрушения покрытия в начале эксплуатации принимают равным
=
а
.
 

6.2.13 Значения констант а и b определяют исходя из нормативной документации, установленной в проекте, в соответствии с применяемыми защитными покрытиями. При отсутствии таких данных допускается применять значения констант в соответствии с таблицей 3, при условии, что компоненты СПД защищены покрытиями в соответствии с 6.2.16.

Таблица 3 - Значения констант а и b в зависимости от глубины и категории покрытия

 

Глубина, м

Значения констант а и b

 

Покрытие категории I

Покрытие категории II

Покрытие категории III

 

а

b

а

b

а

b

До 30 включ.

0,100

0,100

0,050

0,025

0,020

0,012

Св. 30

 

0,050

 

0,015

 

0,008

Примечание - Значения констант применимы для покрытий, нанесенных на поверхности со степенью очистки не менее Sa
по ГОСТ Р ИСО 8501-1. Для покрытий, нанесенных на поверхности с меньшей степенью очистки, а также на поверхности, не подвергаемые струйной очистке, значения коэффициентов разрушения покрытия
и
принимаются равными единице, а коэффициент
принимается равным 0,1.
 

 

6.2.14 К категории I относят грунтовки (на эпоксидной основе и др.), нанесенные одним слоем с номинальной толщиной лакокрасочного покрытия не менее 20 мкм. К категории II относят эпоксидные или полиуретановые покрытия, с одним и более слоем и номинальной толщиной лакокрасочного покрытия не менее 250 мкм. К категории III относят эпоксидные или полиуретановые покрытия, с двумя и более слоями и номинальной толщиной лакокрасочного покрытия не менее 350 мкм.

6.2.15 Для компонентов, имеющих электрический контакт с обсадными колоннами скважин, необходимый ток защиты
следует увеличить на 5 А.
 

6.2.16 Для свай с открытыми концами при расчете площади защищаемой поверхности следует учитывать площадь внутренней поверхности, соответствующей участку сваи длиной, равной пяти внутренним диаметрам. Площадь внутренней поверхности в контакте с донным грунтом или иловыми отложениями при расчете не учитывают.

6.2.17 Для компонентов, имеющих электрический контакт с трубными вставками, гибкими армированными трубопроводами или шлангокабелем с металлической оболочкой, необходимый защитный ток должен быть увеличен с учетом площади поверхности 30 метров трубной вставки (гибкого трубопровода или шлангокабеля) и плотности защитного тока, равной 0,0005 А/м
для данной поверхности.
 

6.3 Выбор протекторов

6.3.1 Для СПД применяют протекторы, устанавливаемые непосредственно на ее компонентах и представляющие собой отливки призматической, цилиндрической или полуцилиндрической формы, а также полукольцевой формы (браслетные протекторы) на стальном арматурном каркасе. При этом толщина браслетного протектора должна быть не менее 50 мм.

6.3.2 Общую массу протекторов M, кг, рассчитывают по формуле

,                                                          (6)
 
где
- необходимый ток защиты в течение срока эксплуатации, А;
 
- расчетный срок эксплуатации, год;
 

u - коэффициент использования материала протектора;

- токоотдача протекторного сплава, А·ч/кг.
 

Примечание - Значение расчетного срока эксплуатации, выраженное в годах, переводят в часы путем умножения на 8760.

6.3.3 Для протекторов, устанавливаемых на расстоянии от защищаемой поверхности, коэффициент и принимают равным 0,90, если длина протектора L превышает его радиус как минимум в четыре раза. В противном случае, коэффициент u принимают равным 0,85. Для протекторов призматической формы величину радиуса r, м, рассчитывают по формуле

,                                                                  (7)
 

где C - периметр поперечного сечения протектора, м.

Примечание - За длину, ширину и толщину протектора принимают соответствующие размеры отливки без учета арматурного каркаса.

6.3.4 Для протекторов, устанавливаемых вплотную к защищаемой поверхности, коэффициент u принимают равным 0,85, если длина протектора L превышает его ширину и толщину как минимум в четыре раза. В противном случае, коэффициент u принимают равным 0,80. Для браслетных протекторов коэффициент использования материала протектора u также принимают равным 0,80.

6.3.5 Если для электрохимической защиты планируют применение протекторов различных типоразмеров, то общую массу M рассчитывают, используя наименьшее значение коэффициента u для выбранных протекторов.

6.3.6 Коэффициент полезного использования для протекторных сплавов на основе алюминия должен составлять не менее 80%, а для сплавов на основе цинка - не менее 95%.

6.3.7 Расчетные значения токоотдачи протекторного сплава е и потенциала замкнутой цепи протектора
, В, приведены в таблице 4. Значения потенциалов в настоящем стандарте указаны по хлорсеребряному электроду сравнения.
 

Таблица 4 - Расчетные значения электрохимических характеристик протекторных сплавов

 

Протекторный сплав

Эксплуатация в морской воде

Эксплуатация в донном грунте и иловых отложениях

 

, В
 
, А·ч/кг
 
, В
 
, А·ч/кг
 

На основе алюминия

-1,05

2000

-0,95

1500

На основе цинка

-1,00

780

-0,95

700

 

6.3.8 Основу сплава для протекторов выбирают исходя из требований ГОСТ Р 58284. Применяемые протекторные сплавы должны иметь значения электрохимических характеристик в соответствии с таблицей 4. Рекомендуемый химический состав протекторных сплавов приведен в таблице 5.

Таблица 5 - Рекомендуемый химический состав протекторных сплавов

 

Протекторный сплав

Химический элемент

 

Al

Zn

In

Si

Fe

Cu

Cd

Pb

 

Массовая доля, % (не более или в пределах)

На основе алюминия

Остальное

2,50-5,75

0,015-0,040

0,12

0,09

0,003

0,002

-

На основе цинка

0,1-0,5

Остальное

-

-

0,005

0,005

0,07

0,006

Примечание - Общая массовая доля примесей, не указанных в таблице, не должна превышать 0,2%.

 

 

6.3.9 Для протекторов, устанавливаемых на расстоянии от защищаемой поверхности, арматурный каркас должен выходить с противоположных торцов отливки.

6.3.10 На нерабочей поверхности протекторов должно быть нанесено эпоксидное покрытие толщиной не менее 100 мкм.

6.3.11 Выбор типоразмера протекторов и определение их количества осуществляют с учетом:

- общей массы протекторов;

- конструкции протекторов;

- возможного места для установки протекторов.

6.3.12 Масса протекторов должна быть достаточной для защиты оборудования от коррозии в течение всего срока эксплуатации.

6.3.13 Для выбранных к применению протекторов, исходя из значения необходимого тока защиты и тока, который может обеспечить единичный протектор, проверяют выполнение условия:

,                                                                   (8)
 

где N - количество протекторов;

- ток протектора, А;
 
- необходимый ток защиты, А.
 
Для компонентов СПД или их отдельных частей проверяют обеспечение защитным током, исходя из значения необходимого тока защиты в конце срока эксплуатации
и тока, который может обеспечить единичный протектор в конце срока эксплуатации
. Для компонентов СПД без защитных покрытий или поверхность которых окрашена частично, дополнительно проверяют обеспечение защитным током, исходя из необходимого тока защиты в начале срока эксплуатации
и тока, который может обеспечить единичный протектор в начале срока эксплуатации
.
 

Примечание - Проверку проводят для протекторов всех типоразмеров, рассчитывая общий ток, который смогут обеспечить все планируемые к установке на компоненте СПД протекторы в начале и/или в конце срока эксплуатации.

6.3.14 Необходимый ток защиты в конце срока службы
, А, определяют по формуле (1).
 
6.3.15 Ток протектора в конце срока службы
, А, рассчитывают по формуле
 
,                                                           (9)
 
где
- расчетный потенциал замкнутой цепи протектора, В;
 
- минимальный защитный потенциал, В;
 
- сопротивление протектора в конце срока службы, Ом.
 

6.3.16 Минимальный защитный потенциал для углеродистых и низколегированных сталей согласно ГОСТ Р 58284 должен составлять минус 0,80 В. При концентрации сероводорода в воде и на дне более 0,2 мг/л защитный потенциал должен составлять минус 0,95 В.

6.3.17 Для расчета сопротивления протектора в начале срока эксплуатации
применяют исходные значения его длины
и радиуса
. Сопротивление протектора в конце срока эксплуатации
рассчитывают с помощью значений его длины
и радиуса
в конце срока эксплуатации.
 
6.3.18 Для устанавливаемых на расстоянии от защищаемой поверхности протекторов длиной не менее четырех радиусов сопротивление
, Ом, рассчитывают по формуле
 
,                                             (10)
 
где
- удельное сопротивление морской воды или донного грунта, Ом·м;
 

L - длина протектора, м;

r - радиус протектора, м.

6.3.19 Для устанавливаемых на расстоянии от защищаемой поверхности протекторов длиной менее четырех радиусов сопротивление
, Ом, рассчитывают по формуле
 
,                           (11)
 
где
- удельное сопротивление морской воды или донного грунта, Ом·м;
 

L - длина протектора, м;

r - радиус протектора, м.

Примечание - Формулы (10) и (11) применимы, если расстояние между протектором и защищаемой поверхностью составляет как минимум 0,3 м. Допускается рассчитывать сопротивление по данным формулам для протекторов, расположенных на расстоянии от 0,15 до 0,30 м, при последующем увеличении полученного значения сопротивления в 1,3 раза.

6.3.20 Длину протектора, устанавливаемого на расстоянии от защищаемой поверхности, в конце срока эксплуатации
рассчитывают по формуле
 
,                                                            (12)
 
где
- исходная длина протектора, м.
 
6.3.21 Радиус протектора, устанавливаемого на расстоянии от защищаемой поверхности, в конце срока эксплуатации
, м, рассчитывают по формуле
 
,                                                                        (13)
 
где
- объем отливки протектора в конце срока службы, м
;
 
- объем арматурного каркаса в контакте с протекторным сплавом, м
;
 
- длина протектора в конце срока службы, м.
 

Примечание - Радиус протектора рассчитывают исходя из допущения, что в конце срока эксплуатации протектор имеет цилиндрическую форму.

6.3.22 Объем отливки в конце срока службы
, м
, рассчитывают по формуле
 
,                                                                      (14)
 
где
- масса отливки в конце срока службы, кг;
 
- плотность протекторного сплава, кг/м
.
 
6.3.23 Массу отливки в конце срока службы
, кг, рассчитывают по формуле
 
,                                                         (15)
 
где
- исходная масса отливки, кг;
 

u - коэффициент использования материала протектора.

6.3.24 Для устанавливаемых вплотную к защищаемой поверхности протекторов длиной, превышающей ширину и толщину как минимум в четыре раза, сопротивление
, Ом, рассчитывают по формуле
 
,                                                               (16)
 
где
- удельное сопротивление морской воды или донного грунта, Ом·м;
 

S - полусумма значений длины и ширины протектора, м.

6.3.25 Для протектора, соответствующего 6.3.24, ширину в конце срока эксплуатации
рассчитывают по формуле
 
.                                                        (17)
 

Примечание - Ширину протектора рассчитывают исходя из допущения, что в конце срока эксплуатации протектор имеет форму полуцилиндра.

Длину в конце срока эксплуатации
рассчитывают по формуле (12). Объем отливки в конце срока службы
рассчитывают по формуле (14).
 

6.3.26 Для устанавливаемых на защищаемой поверхности протекторов с длиной, не соответствующей 6.3.24, а также для браслетных протекторов сопротивление по формуле

,                                                                (18)
 
где
- удельное сопротивление морской воды или донного грунта, Ом·м;
 
A
- площадь рабочей поверхности протектора, м
.
 

Примечание - Площадь рабочей поверхности протектора в конце срока эксплуатации принимают равной площади протектора в контакте с защищаемой поверхностью.

6.3.27 Для расчета сопротивления протекторов следует применять фактические значения удельного сопротивления морской воды или донного грунта, соответствующие температуре и солености морской воды в месте установки.

6.3.28 Дополнительно к 6.3.13 для выбранных к применению протекторов, исходя из значения необходимого тока защиты и массы протекторов, проверяют выполнение условия:

,                                                (19)
 

где N - количество протекторов;

- масса единичного протектора;
 
- токоотдача протекторного сплава, А·ч/кг;
 

u - коэффициент использования материала протектора;

- необходимый ток защиты в течение срока эксплуатации, А;
 
- расчетный срок эксплуатации, год.
 

Примечание - Проверку проводят с учетом массы и коэффициентов использования материала для протекторов всех типоразмеров, планируемых к установке на компоненте СПД.

6.3.29 Если условие (8) и (19) не выполняется, то количество протекторов увеличивают и/или подбирают протекторы другого типоразмера, повторяя процедуру проверки согласно 6.3.13-6.2.28.

6.4 Расположение протекторов на компонентах СПД

6.4.1 Протекторы следует устанавливать таким образом, чтобы к их рабочей поверхности был беспрепятственный доступ для морской воды.

Примечание - Данное требование относится также к компонентам, эксплуатируемым в донном грунте.

6.4.2 Протекторы следует располагать на расстоянии не менее 0,5 м друг от друга.

6.4.3 Монтаж протекторов осуществляют путем приварки арматурного каркаса к защищаемой поверхности. Места приварки следует зачищать от защитных покрытий непосредственно перед монтажом протекторов. После установки протекторов защитные покрытия в местах зачистки подлежат восстановлению. Также защитные покрытия следует наносить на части арматурного каркаса протекторов, выступающие из отливки. При этом не допускается попадание лакокрасочных материалов на рабочие поверхности протекторов.

6.4.4 Не допускается монтаж протекторов на компонентах, работающих под избыточным давлением или подвергающихся значительным циклическим нагрузкам.

6.4.5 Места приварки арматурного каркаса должны быть расположены на расстоянии не менее 0,15 м от сварных соединений компонентов СПД и не менее 0,6 м от сварных соединений опорных блоков морских платформ.

 

 Библиография

 

 

[1]

Правила классификации и постройки подводных добычных комплексов. РМРС: СПб, 2017

 

[2]

DNVGL-RP-B401-2017*

Проектирование систем катодной защиты (Cathodic protection design)

 

 

           

 

УДК 622.276.04:006.354

 

ОКС 75.020

 

Ключевые слова: нефтяная и газовая промышленность, системы подводной добычи, электрохимическая защита, протекторы

 

 

Вверх