- •Предисловие
- •Нормативные ссылки
- •Используемые сокращения
- •Введение
- •1 Экономика компании (отрасли)
- •1. Оао «ак «Транснефть», ее основные цели, задачи, функции, структура управления
- •2. Организационная структура оао «ак «Транснефть»
- •3. Экономика нефтепроводного транспорта и Компании на современном этапе, перспективы развития
- •2 Основы технического черчения
- •1. Форматы
- •2. Основная надпись
- •3. Масштабы
- •4. Линии
- •5. Основы проекционного черчения. Расположение проекций на чертеже
- •6. Основные правила нанесения размеров на чертеже
- •7. Разрезы
- •8. Сечения
- •9. Выносные элементы
- •10. Выполнение эскизов деталей
- •11. Сборочный чертеж
- •12. Выполнение спецификации к сборочному чертежу
- •13. Выполнение схем
- •3 Материалы трубопроводного транспорта
- •3.1 Металлы и сплавы, их свойства и обозначения
- •3.1.1 Чугуны
- •1. Серые литейные чугуны
- •2. Высокопрочные чугуны
- •3. Ковкие чугуны
- •3.1.2 Конструкционные стали
- •3.1.2.А Углеродистые стали
- •2.1.2.Б Легированные стали
- •3.1.2.В Классификация сталей
- •3.1.3 Инструментальные стали и сплавы
- •3.1.4 Коррозионностойкие (нержавеющие) стали
- •3.1.5 Стали для труб нефтепроводов
- •3.1.6 Цветные металлы и сплавы
- •1. Медь и ее сплавы
- •2. Алюминий и его сплавы
- •3.2 Другие материалы для трубопроводного транспорта
- •3.2.1 Крепежные соединения
- •3.2.2 Прокладочные набивочные и уплотнительные материалы
- •3.2.2.А Резины: классификация, состав и области применения
- •3.2.2.Б Паронит, электронит
- •3.2.2.В Терморасширенный (гибкий) графит
- •3.2.2.Г Войлок
- •3.2.2.Д Асбестовые материалы
- •3.2.2.Е Эбонитовые изделия
- •3.2.2.Ж Бумажные материалы
- •3.2.2.З Лакокрасочные покрытия
- •3.2.2.И Незамерзающие жидкости
- •3.2.2.К Смазочные материалы
- •3.2.2.Л Рукава и шланги резиновые их применение и условное обозначение
- •4 Основы гидравлики
- •5 Основы электротехники и оборудование
- •5.1 Применение электроэнергии на трубопроводном транспорте нефти
- •1. В линейной части:
- •2. На нефтеперекачивающих станциях:
- •3. На резервуарных парках:
- •4. Во вспомогательных системах и системах управления и защиты:
- •5.2 Электрическое поле, ток и его источники
- •5.3 Соединение проводников. Превращение электрической энергии
- •5.4 Электрические машины. Трансформаторы и выпрямители
- •5.5 Электродвигатели синхронные и асинхронные. Основные правила эксплуатации электродвигателей
- •5.5.1 Синхронные электродвигатели
- •5.5.2 Асинхронные электродвигатели
- •5.5.3 Эксплуатация электродвигателей
- •5.6 Воздушные электролинии. Опоры воздушных линий. Провода и тросы
- •5.7 Монтаж кабельных линий. Прокладка кабелей
- •5.8 Распределительные устройства и подстанции.
- •5.9 Электрическое освещение
- •5.10 Заземление электроустановок
- •5.11 Основные правила обслуживания электроустановок
- •6 Сварка и резка металлов
- •6.1 Физические основы сварки
- •6.2 Классификация способов сварки.
- •6.3 Виды дуговой сварки
- •6.4 Электрическая сварочная дуга
- •6.5 Источники питания сварочной дуги
- •6.6 Сварочная проволока и электроды
- •6.7 Ручная дуговая сварка плавящимся электродом
- •6.8 Дуговая сварка под слоем флюса
- •6.9 Дуговая сварка в защитных газах
- •6.10 Дуговая сварка неплавящимся электродом
- •6.11 Электрическая контактная сварка
- •6.12 Сварка сосудов и трубопроводов
- •6.13 Термическая резка металлов
- •7 Основы слесарного дела
- •7.1 Общие понятия
- •7.2 Разметка
- •7.3 Рубка металла
- •7.4 Правка и гибка металла
- •7.5 Резка металлов и труб
- •7.6 Опиливание металлов
- •7.7 Сверление, развертывание и зенкование отверстий
- •7.8 Нарезание резьбы
- •7.9 Шабрение плоскостей
- •7.10 Притирка
- •7.11 Паяние и лужение
- •7.12 Ремонт запорной арматуры
- •7.13 Соединение и разъединение труб
- •7.14 Склеивание
- •8 Грузоподъемные машины и механизмы
- •8.1 Основные сведения о грузоподъемных машинах, используемых на трубопроводном транспорте
- •8.1.1 Грузоподъемные краны
- •8.1.2 Трубоукладчики
- •8.1.3 Краны-манипуляторы
- •8.2 «Основные сведения о съемных грузозахватных приспособлениях»
- •8.2.1 Стропы и захваты
- •8.2.2 Стропы-полотенца и троллейные подвески
- •8.2.3. «Правила эксплуатации съемных грузозахватных приспособлений»
- •8.3 Правила эксплуатации грузоподъемных машин
- •9 Свойства нефти
- •9.1 Общие сведения о составе и свойствах нефти
- •9.1.1 Пожаровзрывоопасные свойства нефти
- •9.2 Требования к нефти
- •10 Магистральные нефтепроводы
- •10.1 Основные понятия
- •10.2 Линейные сооружения магистрального нефтепровода
- •10.3. Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов.
- •10.3.1. Автоматизация магистральных нефтепроводов и нефтеперекачивающих станций
- •10.3.2. Телемеханизация магистральных нефтепроводов
- •10.3.3. Производственно-технологическая связь
- •10.3.4. Обслуживание боксов и узлов кип и асу тп линейной службой эксплуатации.
- •11 Оборудование нпс
- •11.1 Основное оборудование нпс
- •11.1.1 Резервуары нпс
- •11.1.2 Насосы
- •11.1.3 Узел предохранительных устройств
- •11.1.4 Фильтры-грязеуловители
- •11.1.5 Система измерения контроля нефти - сикн
- •11.1.6 Система сглаживания волн давления, шланговые клапаны
- •11.1.7 Блок регуляторов давления
- •11.2 Вспомогательные системы нпс
- •11.2.1 Система пожаротушения
- •11.2.2 Система вентиляции
- •11.2.3 Система канализации.
- •11.2.4 Система водоснабжения
- •12 Трубы и арматура нефтепроводов
- •12.1 Трубы
- •12.2 Виды соединений трубопроводов
- •12.3 Трубопроводная арматура
- •12.3.1 Классификация трубопроводной арматуры
- •12.3.2 Условные обозначение трубопроводной арматуры
- •12.3.3 Запорная арматура
- •12.3.4 Предохранительные клапаны и устройства
- •12.3.5 Обратные клапаны
- •12.3.6 Регулирующая арматура
- •12.3.7 Эксплуатация арматуры
- •13 Линейная часть магистрального нефтепровода Факторы, влияющие на выбор трассы.
- •13.1 Схемы прокладки нефтепроводов
- •13.2 Линейные сооружения мн
- •13.3 Переходы через естественные и искусственные препятствия
- •13.3.1 Надземные переходы
- •13.3.2 Устройство и способы сооружения подводных переходов
- •13.3.3 Прокладка трубопроводов через болота и обводненные участки
- •13.3.4 Переходы через автомобильные и железные дороги
- •13.4 Устройство камер приема, пуска, пропуска сод
- •14 Обслуживание линейной части магистрального нефтепровода
- •14.1 Организация обслуживания линейной части магистральных нефтепроводов.
- •14.1.1. Охранная зона нефтепровода
- •14.1.2. Оформление трассы нефтепровода
- •14.1.3. Работы по техническому обслуживанию и ремонту объектов мн
- •14.2. Очистка внутренней полости линейной части нефтепроводов и проведение диагностики
- •14.2.1. Проведение очистки и диагностики мн
- •14.2.1.А. Очистка внутренней полости нефтепроводов. Скребки.
- •14.2.1.Б. Диагностика мн и технологических нефтепроводов
- •4. Дефектоскопы внутритрубные ультразвуковые типа уск-02. 19.02.11
- •14.3. Основная техническая документация мн
- •14.4. Обслуживание технологических трубопроводов нпс и резервуаров.
- •15 Капитальный ремонт магистрального нефтепровода
- •15.1 Общие положения
- •15.2 Организационно-техническая подготовка капитального ремонта
- •15.2.1 Организационные мероприятия
- •15.2.2 Подготовительные работы
- •15.3 Капитальный ремонт нефтепровода с полной заменой труб
- •15.3.1 Последовательность технологических операций при капитальном ремонте с полной заменой труб
- •15.4 Капитальный ремонт нефтепровода с полной заменой изоляционного покрытия
- •15.4.1 Последовательность технологических операций при капитальном ремонте полной заменой изоляционного покрытия
- •15.5 Выборочный ремонт нефтепровода
- •15.5.1. Технологические операции при выполнении выборочного ремонта
- •15.6 Виды работ, проводимые при всех типах капитального ремонта
- •15.6.1. Земляные работы при капитальном ремонте нефтепровода
- •15.6.1.А Рекультивация плодородного слоя почвы
- •15.6.1.Б. Разработка траншеи и ремонтного котлована 310/1 29.01.11
- •15.6.1.В. Засыпка траншей
- •15.6.2. Очистка внешней поверхности трубопровода
- •15.6.3. Сварочно-восстановительные работы при капитальном ремонте нефтепровода
- •15.6.4. Изоляционные работы при капитальном ремонте нефтепровода.
- •15.6.5 Подъем, поддержание и уклада нефтепровода при капитальном ремонте
- •15.6.5.А. Особенности подъема, поддержания и укладки трубопровода при капитальном ремонте с заменой труб
- •15.6.5.Б Особенности подъема, поддержания и укладки трубопровода при ремонте с заменой изоляционного покрытия
- •15.6.5.В Особенности подъема, поддержания и укладки трубопровода при выборочном ремонте
- •15.6.5.Г. Укладка изолированного нефтепровода в траншею.
- •15.6.6. Очистка внутренней полости и испытание нефтепровода на прочность и герметичность после капитального ремонта. Сдача нефтепровода в эксплуатацию
- •15.6.6.А Очистка полости нефтепровода
- •15.6.6.Б. Испытание нефтепровода на прочность и герметичность
- •15.6.6.В. Сдача нефтепровода в эксплуатацию
- •15.7 Машины, механизмы и приспособления, применяемые при капитальном ремонте нефтепровода
- •16 Ремонт дефектов магистрального нефтепровода
- •16.1 Типы дефектов и методы ремонта
- •16.2 Методы ремонта дефектных участков мн без вырезки
- •16.2.1 Шлифовка
- •16.2.2 Заварка дефектов
- •16.2.3 Установка ремонтных муфт
- •16.3 Технология замены поврежденного участка нефтепровода методом вырезки
- •16.3.1 Земляные работы
- •16.3.2 Вскрытие нефтепровода и сооружение ремонтного котлована
- •16.3.3 Устройство амбара для приема нефти
- •16.3.4 Врезка вантузов в нефтепровод
- •16.3.5 Остановка перекачки нефти по нефтепроводу и отключение участка
- •16.3.6 Откачка нефти из отключенного участка
- •16.3.7 Вырезка дефектных труб, «катушек»
- •16.3.8 Герметизация полости нефтепровода
- •16.3.9 Сварочно-монтажные работы
- •16.3.10 Заполнение трубопровода нефтью после окончания работ и пуск нефтепровода
- •16.3.11 Вывод нефтепровода на заданный режим
- •16.3.12 Изоляция врезанной катушки
- •17 Аварийно-восстановительные работы
- •17.1 Методы обнаружения разрывов мн
- •17.2 Планы ликвидации возможных аварий
- •17.2.1 Классификация и характеристика аварий
- •17.2.2 Оперативная часть плана
- •17.2.3 Техническая часть плана 310/1 4.03.11
- •17.3 Организация работ по ликвидации аварий
- •17.3.1 Методы ликвидации аварий
- •17.3.2 Ликвидация аварий на участках магистральных нефтепроводов
- •1. Сооружение земляного амбара. Сбор нефти.
- •2. Подготовка ремонтной площадки и размещение технических средств.
- •3. Вскрытие нефтепровода и сооружение ремонтного котлована.
- •4. Освобождение аварийного участка нефтепровода от нефти.
- •5. Вырезка дефектного участка.
- •6. Контроль качества сварных швов.
- •7. Засыпка ремонтного котлована.
- •17.3.3 Ликвидация аварий на особых участках магистральных нефтепроводов
- •17.3.4 Ликвидация последствий аварии
- •17.4 Подразделения службы ликвидации аварий
- •18 Устройство и эксплуатация основных приспособлений и механизмов для ремонта магистральных нефтепроводов
- •18.1 Устройство для холодной врезки ухв-150, ухв-300
- •1. Назначение устройства.
- •2. Технические характеристики устройства.
- •3. Конструкция устройства.
- •4. Порядок вырезки отверстия в нефтепроводе через вантуз.
- •5. Действия при нештатных ситуациях.
- •6. Транспортирование и хранение устройства.
- •7. Меры безопасности при эксплуатации устройств.
- •8. Ограничения применения устройств ухв-150, ухв-300.
- •18.2 Прорезное устройство акв-103 «Пиранья»
- •1. Назначение устройства.
- •2. Технические характеристики.
- •3. Комплектность устройства.
- •4. Конструкция устройства.
- •5. Порядок вырезки отверстия в нефтепроводе через вантуз.
- •6. Действия при нештатных ситуациях.
- •7. Транспортирование и хранение устройства.
- •8. Меры безопасности при эксплуатации устройства.
- •9. Ограничения применения устройства «Пиранья – 2с».
- •18.3 Приспособление для перекрытия патрубков типа «пакер-м»
- •1. Назначение приспособления.
- •2. Технические характеристики приспособления.
- •3. Конструкция приспособления.
- •4. Порядок проведения работ по герметизации патрубка и ликвидации вантуза.
- •5. Хранение и транспортирование приспособления.
- •6. Меры безопасности при эксплуатации приспособления типа «Пакер».
- •7. Ограничения применения технологии «Пакер».
- •18.4 Машина для безогневой резки труб мрт 325…1420 мм «Волжанка - 2»
- •1. Назначение машины.
- •2. Технические характеристики труборезной машины.
- •3. Конструкция труборезной машины.
- •4. Порядок вырезки «катушки» нефтепровода.
- •5. Действия при нештатных ситуациях.
- •6. Хранение и транспортирование приспособления.
- •7. Меры безопасности при эксплуатации машин безогневой резки труб.
- •18.5 Устройство для перекрытия внутренней полости магистральных нефтепроводов «Кайман»
- •1. Назначение устройства.
- •2. Технические характеристики устройства.
- •3. Конструкция устройства.
- •4. Порядок установки герметизатора во внутреннюю полость нефтепровода.
- •5. Хранение и транспортирование герметизатора.
- •6. Меры безопасности при эксплуатации герметизаторов «Кайман».
- •18.6 Герметизатор резинокордный для временного перекрытия внутренней полости магистральных нефтепроводов «грк»
- •1. Назначение устройства.
- •2. Технические характеристики устройства.
- •Основные технические характеристики герметизатора грк
- •3. Конструкция герметизатора.
- •4. Порядок герметизации внутренней полости нефтепровода.
- •5. Хранение и транспортирование герметизатора.
- •6. Меры безопасности при эксплуатации герметизаторов «грк».
- •19 Защита магистральных нефтепроводов от коррозии
- •19.1 Виды и механизмы коррозии стальных трубопроводов. Методы защиты мн от коррозии
- •19.2 Защита магистральных нефтепроводов изоляционными покрытиями
- •19.3 Электрохимическая защита
- •20 Промышленная, пожарная безопасность и охрана труда
- •20.1 Ростехнадзор, Министерство здравоохранения и социального развития.
- •20.2 Федеральный Закон «о промышленной безопасности опасных производственных объектов»
- •20.2.1 Общие положения
- •20.2.2 Основы промышленной безопасности
- •20.3 Информация об обстоятельствах и причинах несчастных случаев на объектах мн
- •20.4 Содержание территории насосных станций
- •20.5 Правильное содержание рабочего места. Мероприятия, проводимые при введении аварийного режима
- •20.5.1 Мероприятия, проводимые при введении аварийного режима
- •20.6 Основные правила безопасности при эксплуатации электрооборудования
- •20.7 Организационные и технические мероприятия по организации безопасному проведению огневых работ, газоопасных и других работ повышенной опасности
- •20.8 Меры безопасности при проведении обслуживания линейной части магистрального нефтепровода
- •20.9 Меры безопасности при проведении ремонтных и аварийно-восстановительных работ на линейной части мн и технологических трубопроводов нпс
- •20.10 Меры безопасности при эксплуатации средств механизации, ручных машин, инструмента и приспособлений
- •20.11 Безопасный способ ведения сварочных работ при ремонте емкостей из-под горючих веществ
- •20.12 Правила хранения, использования и транспортировки баллонов с горючими газами и кислородом
- •20.13 Характеристики пожарной безопасности нефти и нефтепродуктов
- •20.14 Пожарная безопасность объектов мн
- •Назначение, содержание и местонахождение на объекте первичных средств пожаротушения.
- •20.15 Промышленная санитария на предприятии
- •20.16 Оказание первой доврачебной помощи при различных видах травм
- •20.16.1 Оказание первой помощи при поражении электрическим током
- •1. Освобождение пострадавшего от действия электрического тока
- •2. Оказание первой помощи при поражении электротоком
- •20.16.2 Оказание первой помощи при ранении
- •20.16.3 Оказание первой помощи при кровотечении
- •20.16.4 Оказание первой помощи при переломах, вывихах, ушибах и растяжениях связок
- •20.16.5. Оказание первой помощи при ожогах
- •20.16.6 Оказание первой помощи при обморожениях
- •20.16.7 Оказание первой помочи при попадании инородных тел
- •20.16.8 Оказание первой помощи при обмороке, тепловом и солнечном ударах и отравлениях
- •20.17 Меры безопасности при передвижении дорожно-строительной техники
- •20.18 Меры безопасности при выполнении земляных работ
- •20.18.1 Требования к выполнению земляных работ
- •20.18.2 Выполнение земляных работ в горных условиях
- •20.18.3 Земляные работы в многолетнемерзлых грунтах
- •20.18.4 Земляные работы на заболоченных участках
- •20.18.5 Земляные работы на переходах через водные преграды
- •20.18.6 Рекультивация земель
- •20.19 Меры безопасности при выполнении изоляционных работ
- •20.20 Меры безопасности при вырезке монтажу участков мн
- •20.21 Меры безопасности при герметизации мн
- •20.22 Меры безопасности при герметизации патрубков вантузов
- •20.23 Меры безопасности при работе с грузоподъемными устройствами и механизмами
- •21 Охрана окружающей среды
- •21.1 Понятия экологии как научной дисциплины
- •21.2. Антропогенное воздействие на окружающую среду
- •21.3. Экологический кризис. Глобальные экологические проблемы
- •21.4. Природные ресурсы
- •21.5. Загрязнение окружающей среды
- •21.5.1. Нефть и нефтепродукты как загрязнители окружающей среды
- •21.5.2. Причины загрязнения окружающей среды в процессе эксплуатации нефтепроводов
- •21.5.3. Пути устранения загрязнения при авариях на мн
- •21.6. Классификации выбросов нефти, оценка их количества
- •21.7. Система экологического менеджмента
- •21.7.1. Основные термины и определения сэм оао «ак «Транснефть»
- •21.7.2. Документ «Экологическая политика оао «ак «Транснефть»»
- •Список использованных источников
19.3 Электрохимическая защита
Анализ причин аварийности магистральных нефтепроводов показывает, что основной причиной их отказов являются коррозионные повреждения (до 40%). При этом общая и язвенная коррозии наблюдаются практически на всех трубопроводах, имеющих дефекты изоляции. Для борьбы с этими видами коррозии в нефтепроводном транспорте используется дополнительная защита – электрохимическая. Все магистральные нефтепроводы защищены по технологической системе электрохимической защитой (катодной, протекторной и дренажной) непрерывной катодной поляризацией всей поверхности.
Наиболее простым случаем катодной защиты является защита с помощью протекторов. Схематически катодная защита с помощью протектора может быть представлена следующим образом (см. рисунок 19.1).
1- протектор; 2 – активатор протектора; 3- защищаемое сооружение (трубопровод)
Рисунок 19.1. - Катодная защита с помощью протектора.
При замыкании защищаемой конструкции с протектором с помощью соединительного кабеля происходит растворение материала протектора, а на поверхности защищаемого сооружения идут восстановительные процессы, не приводящие к разрушению сооружения. В процессе эксплуатации протектор растворяется и требует периодической замены. Катодная защита с помощью протекторов не требует специальных источников энергии, поэтому может быть использована в труднодоступных районах, где отсутствуют постоянные источники энергии. Ее используют преимущественно в тех случаях, когда необходим защитный ток малой величины. Это бывает, если конструкция имеет хорошее изоляционное покрытие и необходима защита только тех участков, где изоляция нарушена. Область применения протекторной защиты ограничивается величиной удельного сопротивления грунта. В грунтах с большим электрическим сопротивлением (скальных; щебеночно-гравийных; сухих грунтах: песчаных, суглинистых и глинистых) протекторная защита становится малоэффективной.
Катодная защита внешним током (КЗВТ) используется совместно с различными изоляционными покрытиями наружной поверхности защищаемого сооружения и характеризуется: высокой эффективностью; возможностью защиты протяженных металлических поверхностей, имеющих поврежденную изоляцию; возможностью регулирования защитного тока в процессе эксплуатации; возможность автоматизации процесса защиты. К недостаткам метода можно отнести высокую начальную стоимость работ, необходимость систематического контроля и профилактического ремонта, а также возможное вредное влияние на соседние незащищенные металлические конструкции.
Установка катодной защиты состоит из источника постоянного тока, анодного заземления и соединительных кабелей. Защищаемая конструкция присоединяется к отрицательному полюсу источника тока, к его положительному полюсу подключают второй электрод – анодный заземлитель. Место контакта с конструкцией называется точкой дренажа. Принципиальную схему метода можно представить следующим образом (см. рисунок 19.2). Работа катодной защиты возможна лишь в том случае, когда защищаемая конструкция и анодное заземление находятся в электронном и электролитическом контакте. Электронный контакт достигается с помощью металлических проводников, электролитический обеспечивается электропроводностью грунта. При этом поверхность защищаемого металла поляризуется катодно и на ней протекают процессы катодного восстановления, чаще всего – кислорода. Аноды служат для съема на землю положительных зарядов и на них протекают преимущественно анодные процессы окисления.
1 – источник постоянного тока, 2 – защищаемое сооружение, 3 – точка дренажа, 4 – анодное заземление.
Рисунок 19.2. - Принципиальная схема метода КЗВТ.
Поэтому в данном случае, в отличие от протекторной защиты, необходимо заботиться о том, чтобы аноды были изготовлены из материалов, наиболее стойких к окислению. Для питания постоянным током обычно используют выпрямители, преобразующие переменный ток промышленной частоты в постоянный. В простейшем случае КЗВТ сооружения может производиться от нерегулируемого источника с настраиваемым постоянным напряжением на выходе. Они получили название преобразователей потенциала с ручным управлением. Такая система защиты может быть использована, если параметры защищаемого объекта остаются стабильными во времени. Тогда задается от источника постоянная величина защитного потенциала, нерегулируемая во времени. Если параметры защищаемого объекта меняются во времени, то следует при организации КЗВТ использовать автоматические катодные станции, поддерживающие потенциал защищаемого объекта в заданном режиме.
Анодное заземление является одним из важнейших элементов катодной защиты. От правильного выбора и расположения анодного заземления по отношению к защищаемому объекту зависит эффективность и надежность катодной защиты. Для обеспечения достаточной долговечности работы установки катодной защиты аноды должны быть изготовлены из материалов, стойких к окислению в условиях эксплуатации, т.к. их замена часто связана с большими затратами. Как показывает опыт эксплуатации, наибольшему разрушению подвергаются стальные аноды (≈9,1 кг/А. год). Это основной недостаток стальных анодов. Поэтому они применяются вместе с коксовыми активаторами, которые уменьшают скорость растворения анодов за счет снижения плотности тока. Известно применение в качестве анодного материала алюминия. При этом допустимая плотность анодного тока значительно выше, чем в случае остальных анодов.
Графит, пропитанный воском или смолами, является легко доступным и сравнительно дешевым материалом. Однако он имеет малую механическую прочность. Выделяющиеся при его работе газы также способствуют его механическому разрушению, поэтому области применения графита ограничены.
Находят применение для изготовления анодов сплавы свинца. Они обладают хорошими электрохимическими и технологическими свойствами. При их анодной поляризации в области плотностей тока 200-500 А/м2 на поверхности свинцовых сплавов (Ag, Sb) образуется тонкая пленка проводящей двуокиси свинца (PbO2), которая делает анод устойчивым к растворению.
Платинированный титан (Ti + Pt) с электрохимической точки зрения ведет себя также как платина, хотя стоимость его во много раз ниже. Широко применяют железокремниевые аноды, изготавливаемые из высококремнистых >16% Si чугунов – ферросилидов. Скорость их анодного растворения не превышает 0,5-0,6 кг/А. год. Они тоже могут эксплуатироваться во всех природных средах, содержащих Cl – ионы, ферросилид должен быть легирован молибденом или хромом. К важнейшим факторам, характеризующим свойства анода и определяющим его практическую пригодность, относятся скорость его коррозии и допустимая плотность тока. В каждом случае следует стремиться к оптимальному распределению тока и потенциала на защищаемой поверхности, что обеспечивается наименьшим сопротивлением растеканию тока анода.
Способ электродренажной коррозионной защиты заключаются в отведении блуждающих токов от защищаемых сооружений к их источнику. Для этого создается металлическое соединение с помощью электродренажного кабеля защищаемой конструкции с отрицательным полюсом источника блуждающих токов (БТ) (чаще всего - рельсом электрифицированной дороги), для наибольшего сдвига потенциала трубопровода в отрицательную сторону. При этом происходит значительное понижение анодного потенциала защищаемой конструкции или даже ее катодная поляризация. Снижение анодного потенциала тем больше, чем выше напряжение дренажного тока. Недостатком метода является увеличение утечки тока в землю. Схематически дренаж блуждающих токов представлен на рисунке 19.3.
1 - контактный провод, 2 – рельс, 3 - трубопровод, подлежащий дренированию, 4 - генератор тока, 5 - дренажное соединение.
Рисунок 19.3 - Схема дренажа блуждающих токов
Устройство подобного типа характеризуется возможностью протекания дренированного тока в обоих направлениях, поэтому его можно применять только тогда, когда рельс в точке дренажа имеет постоянный отрицательный потенциал по отношению к защищаемой конструкции. Эффективная работа таких устройств возможна лишь при значительной разности потенциалов между точками его подключения – не менее 1 В. Это ограничивает применение прямого дренажа. Во избежание возможности протекания тока от рельса к защищаемой конструкции по дренажу при изменении потенциала применяется поляризованный дренаж. В его схеме кроме переменного сопротивления имеется вентильный элемент, обеспечивающий протекание тока только в одном направлении – от защищаемой конструкции к источнику блуждающих токов. Поляризованный дренаж используется в тех случаях, когда рельс почти все время имеет отрицательный потенциал по отношению к защищаемой конструкции и изменение его полярности может происходить только на короткое время. Если же источник токов имеет постоянно меняющийся потенциал, то применение поляризованного дренажа будет малоэффективным. В этом случае следует использовать усиленный дренаж. В схеме усиленного дренажа кроме перечисленных выше элементов входит дополнительный источник тока, обеспечивающий сохранение необходимой поляризации защищаемого объекта даже тогда, когда источник блуждающих токов имеет более положительный потенциал. Однако, усиленный дренаж применяется ограниченно, так как имеет множество недостатков, главным из которых является чрезмерное потребление электроэнергии и разрушение рельсов, вступающих в данном случае в роли анодов.
Защита от БТ может быть осуществлена также с помощью поляризованных управляемых протекторных систем. В этом случае к защищаемому сооружению 1, как и при катодной протекторной защите, подключают эффективный анод 2, но в цепь «сооружение – протектор» дополнительно включают вентильный элемент, например, диод 3 (см. рисунок 19.4).
Рисунок 19.4. - Поляризованная управляемая протекторная система
При наличии БТ система включается только тогда, когда защищаемое сооружение поляризуется анодной составляющей БТ и его потенциал смещается в положительную сторону. При этом блуждающий ток стекает в грунт не с поверхности защищаемой конструкции, а с эффективного анода, который интенсивно растворяется, что приводит к смещению потенциала конструкции в сторону отрицательных значений. Такую схему можно применять, если нет необходимости ограничивать высокие катодные потенциалы защищаемой конструкции, например, в случае защиты неизолированных стальных подземных конструкций, когда не опасаются «перезащиты».
В случае необходимости ограничения потенциала с катодной стороны следует применять систему на транзисторах (см.рисунок . 19.5).
1-защищаемый объект, 2 –электрод сравнения, 3 – транзистор, 4 – эффективный анод.
Рисунок 19.5 - Протекторная защита с ограничением потенциала с катодной стороны
Ток протекает через цепь только в том случае, когда потенциал базы транзистора, определяемый электродом сравнения, отрицательнее потенциала защищаемого сооружения. По мере сближения потенциала вспомогательного электрода и сооружения ток в цепи базы уменьшается до установления минимального разбаланса потенциалов «электрод сравнения – сооружение». Уровень защитного потенциала устанавливают путем подбора соответствующего электрода сравнения.
Если существует опасность поражения конструкции как анодной, так и катодной составляющей БТ, то следует применять сдвоенные поляризованные протекторные установки (см. рисунок 19.6).
1-защищаемый объект, 2 – электрод сравнения, 3 – транзистор, 4 – эффективный анод, 5– эффективный катод, 6 – диод.
Рисунок 19.6. - Схема сдвоенной поляризованной протекторной установки
В этом случае при воздействии знакопеременных блуждающих токов могут быть реализованы два случая:
1. Если сооружение поляризуется анодной составляющей блуждающих токов и потенциал сооружения положительнее, чем потенциал эффективного анода, последний подключается через диод к сооружению и поляризует его. При этом эффективный катод отключен.
2. Если сооружение поляризуется катодной составляющей блуждающих токов и его потенциал отрицательнее потенциала эффективного анода, цепь эффективного анода закрыта. Работает эффективный катод.
Подбором диодов и транзисторов определенного типа устанавливаются наилучшие условия работы систем поляризованных протекторов. Достоинством поляризованных протекторов является их эффективное действие при наличии блуждающих токов, возникших от нескольких независимых источников. Однако, при большом расстоянии (свыше 1 км) от защищаемой конструкции до рельсов электрифицированного транспорта поляризованные протекторы не в состоянии обеспечить надежный защитный потенциал. В этом случае для защиты от блуждающих токов следует применять катодную защиту от внешнего источника.
Эффективность такой защиты будет завесить от многих факторов и в первую очередь от расположения катодных заземлителей. Аноды следует помещать между защищаемой конструкцией и рельсами электрифицированного транспорта напротив участков, имеющих наиболее положительный потенциал относительно рельсов. В этом случае целесообразно использовать автоматические станции катодной защиты, т.к. имеются постоянные колебания потенциала в системе. В городских условиях, когда имеется высокая концентрация подземных коммуникаций различного назначения, следует предусматривать, как уже упоминалось, совместную защиту всех подземных сооружений, расположенных рядом.
Системы катодной и протекторной защиты в течение 10 лет, дренажной - в течение 5 лет с начала их эксплуатации должны поддерживать защитные потенциалы на всем протяжении защищаемых сооружений, не требуя дополнительной реконструкции. Оценку коррозионного влияния полей блуждающих токов от источников постоянного тока на подземные сооружения и меры защиты от этого влияния осуществляют в соответствии с требованиями соответствующей НТД. Все соседние трубопроводы одного назначения должны быть включены в единую технологическую систему совместной электрохимической защиты. Допускается включение в такую систему соседних сооружений различного назначения, а также применение на них самостоятельных технологических систем электрохимической защиты при технико-экономическом обосновании. В случае невозможности создания единой системы совместной электрохимической защиты всех сооружений необходимо исключить вредное влияние раздельной защиты соседних сооружений друг на друга путем изменения мест расположения и конструкций анодных заземлений и точек подключения защитных установок. Эксплуатация катодной защиты соседних сооружений с любой разностью потенциалов между ними допустима при защитных потенциалах на каждом из них в пределах специальных требований.
Технологическая система катодной защиты включает установки катодной защиты, состоящие не менее чем из одной катодной станции, обеспечивающей вероятность безотказной работы на наработку 4000 ч не менее 0,9, анодного заземления и соединительных проводов (кабелей), а также контрольно-измерительные пункты. Величина защитной зоны одной установки катодной защиты на начало эксплуатации должна составлять не менее 20 км для нормальной изоляции и 30 км для усиленной изоляции. В установках катодной защиты могут быть использованы катодные станции или другие внешние источники защитного тока, имеющие встроенные приборы для контроля выходного напряжения, силы тока, оценки суммарного времени работы под нагрузкой.
Технологическая система протекторной защиты включает установки протекторной защиты, состоящие из одного или группы протекторов и соединительных проводов (кабелей), а также контрольно-измерительных пунктов. В установках протекторной защиты используют литые протекторные электроды длиной до 1,5 м или протяженные протекторы с технологической длиной более 10 м. Литые протекторы следует использовать в грунтах с удельным сопротивлением не более 50 Ом·м, устанавливая их на глубине не менее 1 м ниже границы зоны промерзания грунта. Протяженные протекторы следует использовать в грунтах с удельным сопротивлением не более 500 Ом·м. Групповые протекторные установки, единичные протекторы с интервалом размещения не менее 500 м и протяженные протекторы должны быть подключены к защищаемому сооружению через контрольно-измерительные пункты.
Технологическая система дренажной защиты включает установки дренажной защиты, состоящие не менее чем из одного электрического дренажа, обеспечивающего вероятность безотказной работы за наработку 4000 ч не менее 0,9, соединительных проводов (кабелей) и, в случае необходимости, электрических перемычек и дроссель-трансформаторов, а также контрольно-измерительных пунктов. Дренажные установки следует подключать к рельсовой цепи только через отсасывающие фидеры и средние точки путевых. Среднечасовой ток всех установок технологической системы дренажной защиты, подключенных к одной тяговой подстанции электрифицированной железной дороги, не должен превышать 20 % от общей среднечасовой токовой нагрузки этой подстанции