МИННЕФТЕГ АЗСТРОЙ ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПО СТРОИТЕЛЬСТВ(У МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

ВНИИСТ

МИНГАЗПРОМ ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И ПРОЕКТНО-КОНСТРУКТОРСКИЙ ИНСТИТУТ ПО РАЗРАБОТКЕ ГАЗОПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ВНИПИгаздобыча

РЕКОМЕНДАЦИИ

ПО ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЕ ГОРЯЧИХ УЧАСТКОВ ТРУБОПРОВОДОВ С УЧЕТОМ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА И ИХ КОРРОЗИОННОГО состояния

Р 596-86

Москва 1986

МИННЕФТЕГАЗСТРОЙ

ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

ВНИИСТ

МИНГАЗПРОМ ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И ПРОЕКТНО-КОНСТРУКТОРСКИЙ ИНСТИТУТ ПО РАЗРАБОТКЕ ГАЗОПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ВНИПИгаздобыча

РЕКОМЕНДАЦИИ

ПО ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЕ ГОРЯЧИХ УЧАСТКОВ ТРУБОПРОВОДОВ С УЧЕТОМ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА И ИХ КОРРОЗИОННОГО состояния

Р 596-86

Москва 1986

3.19, Расчет

/Л    *.

Гм,. При этом в уравнении (2)

Л)

ному возможному пиковому давлению а данном трубопроводе.

3.20, При определении защитных потенциалов для трубопроводов о температурой стенки выпо 70 °С и проложенных в заводненных грунтах для уравнений (I), (2) следует применять К_Н=Ю,4.

Определение оптимальных параметров электрохимической зашиты на основе данных статистического анализа коррозионных отказов нагазопроводах

3.21.    Поток коррозионных отказов /V во времени t без электрохимической защиты описывается следующим уравнением регрессии:

inN’om-ojHnpmHj+qsiJt-mteb; «>

где J> - удельное электрическое сопротивление грунта, СМ.м;

7    -    плотность тока, необходимая для защиты трубопрово

да от коррозии, мАЛг;

L - расстояние от компрессорной станции по ходу газа, км;

t - время эксплуатации, лет.

данное уравнение объясняет более 75$ вариаций накопленного количества отказов в грунтах с р = 0,5т50СС См.м; J = ■С,05-5 мА/м² температурой продухта до 80°С z £ ^5 лет.

3.22.    Динамика коррозионных отказов при вводе электрохимической защиты /Vj определяется выражением

г- h-,    1 г , ~^z °™^s~, 7

м,-а*Фз+тг Н-*>)]; [itW “ iJi ⁽⁴⁾

"'max

где А - О, Э92 - 0,39 ?ПР + 0,024 j -С,870 tllL}    (5)

В - 0,557;

tj - период о момента укладки трубопровода в грунт до момента ввода электрохимической защиты,лет.

3.23.    Минимальный защитный потенциал, обеспечиваг *тй безотказную по причине коррозии работу трубопроводов, равен:

^х> Данные 0_Г и 6» взяты та "Ивотрухции _По применению стальных труб в нефтяной и газовой промышленности (1Л.,ЗИИгаз,

AiB[t, + e(T-t;)J _B

-ai(T-t₃)    '    '

Ф - А + 1,245 * ^Тз 1,311

3.25.    Минимальный защитный потенциал, рассчитанный по выражениям (6) и (7), не должен превышать (по абсолютной величине) минус 0,95 В.

3.26,    Величина минимального защитного потенциала может быть определена технико-экономическим расчетом на основе оптимизации затрат на защиту, от коррозии (методика оптимизации приведена вПредложениях по определению оптимальных критериев эффективности электрохимической защиты трубопроводов при температурах транспортируемого продукта до Ю0°С* утвержденных ВНИИСТом 26 ноября 1984 г.).

4. КОРРОЗИОННЫЕ ИЗМЕРЕНИЯ НА ШССКОТШПЕРАТУРШХ ТРУБОПРОВОДАХ

Измерение потенциала

4.1.    Критерием эффективности защиты является разность потенциалов двойного электрического слоя между защищаемым металлом и окружащей средой, называемая в дальнейшем защитным потенциалом.

4.2.    Эффективность электрохимической защиты определяется потенциалом, измеренным по отношению к насыщенному медносуль-фатному электроду сравнения.

4.3.    Высокотемпературный трубопровод считается полностью защищенным, если измеренные потенциалы находятся в пределах между минимальным и максимальным защитными потенциалами.

12

4.4.    Т^к как высокотемпературный трубопровод может корродировать с высокой скоростью, то при измерении потенциалов следует стремиться исключить погрешность', вызываемую омическим падением напряжения в грунте и изоляции, т.е. измерять поляризационный потенциал.

4.5.    При измерениях потенциалов на трубопроводах с температурой выше 45°С не допускается установка на долгий срок электродов сравнения около поверхности трубопровода.

4.6.    При невозможности использования методов измерения поляризационного потенциала временно допускается измерение защитного потенциала с омическим падением напряжения.

4.7.    При измерении потенциалов по п.4.6 в качестве защитных должны применяться критерии, перечисленные в приложении 4.

4.8.    Измерение защитного потенциала по п.4.6 допустимо не более двух раз, после чего должны быть осуществлены мероприятия по измерению поляризационного потенциала.

4.9.    При определении скорости коррозии измерения потенциала должны проводиться после укладки образцов, но не раньше чем через сутки, не реже четырех раз в год в Течение экспозиции образцов в грунте и перед выемкой их.

4.10.    Измерения должны также осуществляться после каждого послеаварийного включения УКЗ и после каждого существенного изменения ее режима работы, если таковые будут иметь место.

Коррозия

4.11.    Существуют два показателя скорости: общая скорость коррозии по весовым потерям и скорость коррозии по глубине пит-тинга. Если коррозия происходит по всей поверхности равномерно, скорость коррозии по питтингу принимается равной скорости коррозии по весовым потерям.

4.12.    При наличии питтингообразования скорость коррозии по питтингу, определенная от первоначальной поверхности металла, должна быть больше, чем средняя скорость, рассчитанная по весовым потерям.

4.13.    В практике часто бывает очень затруднительно определение глубины питтинга от первоначальной поверхности металла, поэтому приходится измерять глубину от окружающей питтинг по-

13

верхности. В этих случаях скорость коррозии, определенная по глубине "наглядного" питтккга, нередко бывает меньше скорости коррозии, рассчитанной пс весовым потерям.

4.14.    Измерение глубины "наглядного" питтинга вполне целесообразно, так как дает информацию о развитии процессов только питтингосгбразования.

4.15.    Эффективность электрохимической защиты рекомендуется оценивать по величине степени защиты Р*

К - К,

Р = -£-а 10 QJC*    (6)

^К0

где К₀ - скорость коррозии без электрохимической защиты;

К₃ - скорость коррозии при электрсшшической защите;

K_Q ^ К₃.

Скорости коррозии должны иметь одинаковую размерность.

4.13. 3 соответствии с п.4.12 степень защиты может определяться по весовым потерям и по глубине питтинга.

4.17.    При пересчете весовых потерь на глубинный показатель равномерной коррозии рекомендуется пользоваться следующей формулой:

^W//^=I,27K’ “-ГОД"¹,    (9)

_9 -Т

где К - скорость коррозии, г.см ".год .

4.18.    Степень защиты Р по весовым потерям, равная 100%, теоретически невозможна.

Экспериментальное определение скорости подземной коррозии в эксплуатационных условиях

4.19.    Ка высокотемпературный трубопровод ставятся специальные образцы, имитирующие дефекты изоляции трубопровода.

4.20.    Образцы, помещенные в грунт и соединенные с ним электрически, находятся в идентичных с трубопроводом условиях протекания электрохимических процессов. Поэтому по состоянию образцов, извлеченных из грунта после испытаний в течение времени, не менее года, можно судить о защищенности трубопровода.

4.21.    Чтобы определить зависимость эффективности защиты потенциала в зоне действия УКЗ, контрольные образцы устанавливают в месте максимального потенциала (вблизи точки дренажа),

4

на участке наименьшего потенциала (конец плеча защиты) и примерно посередине плеча залиты.

Подготовка образцов к установке в грунт (авт.овид. Л 938104)

4.22.    Основная часть опытных образцов - стальные диски" изготавливаются из конструкционной стали ВстЗсп или трубной стали. У дисков снимаются фаски, и плоскости полируются до чистоты поверхности не ниже класса 7 (рис.З). На.одной из плоскостей должен быть порядков⁷г⁴ номер. Сбивать его следует до полировки диска.

4.23.    Изоляция плеокоотД: диска производится изолирзпвдиш: шайбами из стеклотекстолита талщгпо;. Г,.':-'.'

Лицевые шайбы желт си вир синя    строг/. 1C, 30, ЮС ш

для имитации дефекта изоляции р/тлгчных размеров, тыльные не стороны шайб имеют технологические отверстия диаметром 5 мм.

4.24.    Готовые изолирующие шайбы крепятся к стальному писку термостойким герметиком. Перед сборкой статьной диск взвешивают на аналитических весах с точностью до 0,1 мг и вес его под порядковым номером образца заносят в журнал. После этого образец обезжиривается ацетоном и высушивается з эксикаторе в течение не менее 2 ч. После этого образец готов к сборке.

4.25.    Для сборки очередной партии берется равное количество дисков, тыльных и лицевых изолирующих шайб, а также контактных элементов. Шайбы также должны быть обезжирены ацетоном и тщательно высушены. Тыльные шайбы домечаются номерами подготовленных дисков.

Затем на внутренней стороне шайб наносят сплошной слой герметика или мастики толщиной 1,5-2 мм. После этого шайбы прикладываются плотно и равномерно к диску. При этом тыльная шайба прикладывается к пронумерованной стороне диска; необходимо тщательно проследить, чтобы номер тыльной шайбы соответствовал номеру дискао

4.26.    Партия собранных таким образом образцов составляется в пакет, который зажимается струбциной с двумя обкладками. Пакет собранных образцов выдерживается при комнатной температуре в течение 2 ч. При применении в качестве адгезива герметика

ИТ-34 пакет выдерживается в течение 4 ч при температуре 70-80°С. После этого пакет разбирается.

4.27.    После сборки и последующей изоляции контактного устройства с рабочей поверхности каждого образца необходимо убрать излишки адгезива. Делается это деревянным скребкой и тампоном, смоченным в ацетоне. Адгезивом, выдавленным из-под изолирующих шайб с торца образца, плотно заполняется углубление между краями текстолитовых шайб для надежной изоляции торцов стального диска.

4.28.    Заранее приготовленные по числу образцов проводники из изолированного медного провода (одножильного или многожильного) сечением 0,25-0,75 мм² зачищаются с одного конца. Зачищенные концы огибаются и облуживаются. Облуженные концы проводов прижимаются контактным зажимом к торцу стального диска без зачистки места контакта от адгезива. Качество полученного контакта проверяется омметром. В заключение место контакта, шорная шайба и открытые части контактного устройства тщательно изолируются эпоксидной смолой. После полимеризации смолы на контактный проводник надеваются две полиэтиленовые бирки с номером образца.

4.29.    Изготовленные образцы необходимо вцредь до и во время транспортировки к месту укладки в грунт законсервировать с целью предупреждения атмосферной коррозии рабочей поверхности. Для этого рабочая поверхность стального диска протирается тампоне», смоченным в ацетоне, и высушивается в вытяжном шкафу. После этого поверхность покрывается тонким слоем жировой смазки. В качестве салазки можно использовать технический вазелин или обезвоженное машинное масло. Влага из масла удаляется посредством его кипячения до прекращения выделения пара.

4.30.    После смазки рабочей поверхности образец заворачивается в фильтровальную бумагу и вместе с проводнике» упаковывается в пластмассовую тару. Допустимо в одну тару упаковывать несколько образцов.

4.31.    Расконсервация выполняется d полевых условиях непосредственно перед укладкой образцов в грунт. Для этого их извлекают из герметичной и влагопоглощающей упаковок, а рабочую поверхность несколько раз протирают тампоном, слегка смоченным в ацетоне. Затем образцы высушивают на воздухе в те-

17

чение 3-5 шн, после чего они готовы к укладке в грунт. Образцы с начавшейся на рабочей поверхности атмосферной коррозией выбраковывается.

4.32.    Для пооледухгдяс периодических измерений на уложенных в грунт образцах необходимо предусмотреть контрольно-измерительные пункты,или КИП . Лрн установка КИП после укладки образцов соединительные провоэгики от них заводятся внутрь КП

на клеммную панель. Схема подключения образцов к панели представлена на рио.4.

4.33.    Ра клеммных панелях над каждой клеммой должен быть обозначен номер образца, подключенного к ней. Все К31 должны быть обращены лаком этиноль или кузоаес-лаком и иметь порядковые номера на крышках и стойках.

4.34.    3 каждый из шурфов на трубопроводе укладывают 12 холостых и 12 подключенных к трубе соразцов; 3 холоотых образцов помещают в холодный шурф, отрываемый в стороне от трубы на расстоянии 5 м.

4.35.    Каждый образец в основном шурфе плотно прижимается тыльной стороной к изоляции трубопровода и фиксируется в таком положении грунтом. В каждом основном шурфе помещают всего 24 образца по 6 шт. каждого размера плошали рабочей поверхности. Половина из них работает как холостио, другая половина подключается к трубе через клеммную панель КП . После установки всего положенного количества образно:, и латников температуры,а также присоединения проводов от X1.L к трубе шурф засыпается.

4.36.    Размещение образцов в основном шурфе должно произ

водиться с учетом диаметра используемого трубопровода. При большом диаметре трубы отрывается односторонний шурф (рис.5),    в

котором установленные образцы трудно фиксировать грунтом    у

стенки трубы. К тому же насыпной грунт, лишенный структуры, в больших количествах с течением времен:: дает осадку, что может привести к отставанию образцов от стенки трубы в нижней се части и нарушению теплового режима.

4.37.    Для предупреждения этого образцы помешаются в круговой паз, прорезанный в грунте по диаметру трубы и Фиксируются грунтом в этом пазе. Затем фиксирующий грунт вручную уплотняется. Ширина паза должна по возможности приближаться к толщине образца. Под трубой паз отрывается вручную по всей длине

18

УДК 621.643:620.197.5

Настоящий документ устанавливает рекомендуемые методы поддержания условий защиты от коррозии на высокотемпературных трубопроводах (температура транспортируемого продукта от 30 до 100°С) о учетом теплового потока, влагопереноса и параметров эксплуатации.

Рекомендации разработаны сотрудниками отдела электрохимической защиты ШИИСТ: кандидатами технических наук Н.П.Гла80вым, А.М.Займовой, канд.хим.наук В.А.Ловачевым, ст.инженером А.Д.Эабединым и сотрудниками отдела электрохимической защиты БНИШгаз-добычи НЛивановым, Е.И.Савинковым. В разработке Рекомендаций принимали также участие Т.П.Константинова (ВШИСТ); А.С Крапечкин. Г.Я.Цлсниенная, В.П.Ерохин, Н.Я.Федоров (ВНИПИгаздобыча)^ канд.техн. наук Л.А.Бадаев н Л.А.Вурщтевн (КИШКУ им.СЛмСирова), д-р техн.наук, прсф. В.Т.Иванов к А.А.Галимов (Башкирский государственный университет).

(с) Всесоюзный научно-исследовательский институт по строительству магистральных трубопроводов (ВНИИСТ), 1966

N

i’-.m.r,. ?пзмо"1р’;:1е оборудования в основном одоостопонном ::гурт^тю на трубопроводе большого

диаметра:

i - тоуботопод; 2 ■- обгазиы, подключенные к трубе; 3 - холостые облачны;

-I - круговой паз для установки образцов; 5 - датчик томпеоатуры; 6 - КПП

.Министерство строительства предприятии нефтяной и газовой промышленности Р 596-86 Впервые Министерство газовой промышленности

Рекомендации по электрохимической защите горячих участков трубопроводов с учетом теплового потока и их коррозионного состояния

---

I. оше полоиенрл

Особенностираспространения Рекомендаций

1.1.    Настоящие Рекомендации распространяются на систему электрохимической защиты трубопроводов во. воех почвенно-климатических районах страны, по которым транспортируется продукт

с температурой от 30 до 1С0°С (далее называемые высокотемпературными трубопроводами).

1.2.    Рекомендации распространяются на сиотему электрохимической защиты высокотемпературных трубопроводов бесканальной прокладки без изоляции,

1.3.    Рекомендации распространяются такие на промысловые трубопроводы, подлежащие электрохимической защите.

Особенности подземной коррозии высокотемпературных трубопроводов

1.4.    С повышением тампературы транспортируемого продукта не всегда увеличивается скорость подземной коррозии стельного трубопровода.

1.5.    высокотемпературный трубопровод в грунте является топлопсредащей корродирующей стально:'. поверхностью во влажной капиллярно-пористой ср<.-до. ;1од действ::ом потока тепла от трубопровода в грунт в последнем происходит алагоперенос, вследствие чего влажность околотрубного слоя грунта уменьшается.Ноли грунт осушается быстро и до низких значений влажности, процесс подземной коррозии тормозится и в отдельных олучаях может приоотановитьоя оовоем.

Внесены отделом электоохими-ческой защиты ПШСТа ж отделом электрохимической защиты ШИГИгаздобыча

1.6. В заводненных грунтах, где уменьшение влажности око-лотрубного грунта влагсшереносом невозможно, с повышением температур! транспортируемого продукта увеличивается скорость подземной коррозии стального трубопровода.

2. ОЦЕНКА. ОПАСНОСТИ КОРРОЗИИ ШСОКОШЖРАТУЕШХ ТРУБОПРОВОДОВ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ УСЛОВИИ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

2.1. На скорость коррозии трубопроводов влияют: влажность окслотрубного грунта; минерализация грунта;

параметры эксплуатации высокотемпературного трубопровода.

Влажность околотсубного грунта

2.2.    3 случае низкой влажности грунта площадь контакта почвенного электролита с трубопроводной сталью сокращается и коррозионный процесс замедляется.

2.3.    Поток тепла от трубопровода в грунт вызывает влаго-перенос., обусловливающий уменьшение влажности грунта.

Условия возникновения влагопереноса с осушением околотруб-ного грунта оцениваются по прилагаемой методике (приложение I).

2.4.    При прокладке трубопровода в неоднородных грунтах оценивать возможность осушки грунта влагоперепосом следует для каихудших условий.

2.5.    При прокладке трубопровода в заводненных грунтах или в грунтах с уровнем грунтовых вод, доходящих до нижней образующей трубы, осушение влагопереносом не происходит, что предопределяет предельно допустимую скорость коррозии. 3 этих случаях при проектировании трубопровода рекомендуется избегать прегадки труб з таких грунтах, особенно на оорах и тахырах.

л.С. снижения скорости коррозии рекомендуется трубопровод укладывать в траншею на песчаной подушке о последую-■дл: засыпкой песком без аномальных включений, что способствует влагспсроносу и осушению ояолотрубного грунта.

2.7.    В макрогетерогенных по влажности и гранулометрическому составу грунтах может возникнуть опасность высокой скорости коррозии. Повышенная температура вследствие влагоперено-са в ряде случаев резко увеличивает силу тока коррозионных элементов, неизбежно возникавших из-за различий в доступе кислорода.

Минерализация грунта

2.8.    Грунты с содержанием водорастворимых солей С,5 г/кг характеризуются высокой агрессивностью. Скорость коррозии резко возрастает при периодическом колебании грунтовых вод и при искусственном орошении. С применением минеральных удобрений повышается минерализация грунтов и увеличивается коррозионная опасность на трубопроводе.

2.9.    В засоленных грунтах с удельным сопротивлением до 10 Ом.м происходит до 80$ коррозионных отказов, в этих грунтах отмечаются наибольшие скорости коррозии (до 6 мм/год). С уменьшением минерализации грунта (ростом удельного сопротивления) количество отказов и скорость коррозии уменьшается.

2.10.    Осушение заооленного грунта в околотрубнсм пространстве связано с повышением концентрации водорастворимых солей, что усиливает процессы коррозии. Однако при влажности песков и супесей менее 4$ и суглинков менее 2$ процессы коррозии тормозятся.

Подробно оцределение относительной влажности грунта представлено в приложении 2.

Пористость грунтов

2.11.    С увеличением пористости грунта в воздушно-сухом состоянии (уменьшение гранулометрического состава) в массе его увеличивается процент содержания коллоидных частиц. В зависимости от этих характеристик грунт подразделяется на пески, супеси, суглинки и глины. Количественные характеристики каждого типа грунта представлены в приложении 3.

2.12.    При увлажнении грунта атмооферными осадками (естественное увлажнение), когда отсутствуют грунтовые воды на уровне укладки трубопровода, песок и супесь относятся к грунтам с

5

низкой коррозионной активностью, суглинок и глина - к грунтам с повышенной коррозионной активностью, если влажность около-трубного объема не выше указанной в п. 2.10.

2.13.    Для трубопроводов с температурой стенки выше 8ѰѠустановлено, что глины являются слабоагрессивными грунтами из-за образования плотного водонепроницаемого слоя вокруг трубы.

Параметры эксплуатации трубопровода

2.14.    К параметрам эксплуатации высокотемпературных трубопроводов, влияющих на коррозию трубной стали, относятся температура транспортируемого продукта и его давление, а также динамика изменений их величин.

2.15.    Повышение температуры и давления транспортируемого продукта чаще всего ведут к увеличению скорооти коррозии г росту количества коррозионных отказов,

2.16.    Радикальным средством для снижения подземной коррозии трубопроводов следует считать снижение температуры транспортируемого в них продукта.

2.17.    3 целях снижения концентрации солей на поверхности трубопровода следует максимально ограничить по числу и амплитуде кратковременные понижения температуры транспортируемого п трубопроводе продукта. Для трубопроводов, проложенных в неагрессивных грунтах, это ограничение действительно только на ссэ'..; - интенсивным выпадением атмосферных осадков,

2.18.    При катодной защите трубопровода, особенно при .ювцменнкх потенциалах, выделяется атомарный водород, частично абсорбируемый трубопроводной сталью, что может привести к охрупчиванию стенки трубы. С целью снижения коррозии снешной поверхности трубы целесообразно сократить, насколько это вое-мокко, частоту циклов изменения давления продукта и амплнтуну отклонения его от рабочего режима.

3. ШБО? ШГуШШШШХ ВЕЛИЧИН ЗА1ЩШХ ПОТЕНЦИАЛОВ ШСОКОТЖПЕРАТУРНОГО ТРУВаГРОВОДА

3.1.    Величины потенциалов, упоминающихся в настоящем разделе, приняты по медносульфатному электроду сравнения.

3.2.    1&бор величины защитного потенциала может производиться на основе технического и технико-экономического обоснования.

Техническое обоснование выбора величины защитного потенциала

3.3.    Технический принцип предусматривает выбор защитного потенциала не ниже (по абсолютной величине) минимального защитного значения. Так именуется защитный потенциал, превышение которого по абсолютной величине не вызывает дальнейшего снижения скорости коррозии.

3.4.    На основании экспериментальных исследований для всех высокотемпературных трубопроводов минимальный защитный поляризационный потенциал равен минус 0,95 В по медносульфатному электроду сравнения. Эта величина потенциала распространяется на все почвенно-климатические условия, а также на условия, при которых возникает влияние на трубопровод переменных токов промышленной частоты и сульфатвосстанавливавдих бактерий.

3.5.    При временной невозможности измерений поляризационного потенциала в качестве минимально защитных значений рекомендуется использовать величины, приведенные в приложении 4.

3.6.    Для высокотемпературных трубопроводов нецелесообразно при катодной защите применять защитный поляризационный потенциал по абсолютной величине выше -1,1 В.

3_Р7. Если трубопровод проложен в грунтах высокой влажности (при невозможности влагопереноса) и транспортируемый продукт имеет температуру выше 70°С, то за счет увеличения скорости аномального растворения металла эффективность электрохимической защиты снижается.

Технико-экономический принцип выбора величины защитного потенциала

3.8.    ЕЬбор величины защитного потенциала по технико-экономическому принципу производится в соответствии с двумя подходами.

3.9.    Первый технико-экономический подход заключается в выборе такой величины защитного поляризационного потенциала, которая обеспечивала бы понижение скорости подземной коррозии стали до значений, позволяющих реализовать плановый срок эксплуатации трубопровода без коррозионных отказов.

3.10.    Выбор технико-экономической величины защитного потенциала по этому методу требует определения исходных величии-скорости подземной коррозии и глубины проникновения коррозии

в данных эксплуатационных условиях для трубопроводной стали. Эти величины определяются в соответствии с п.4.3 разд.4 настоящих Рекомендаций.

3„П..На основании результатов коррозионных исследований для практических расчетов экономически обоснованной величины защитного потенциала следует применять максимальные значения скорости проникновения коррозии питтингом Ь. щцх и равномерной коррозии 1C . (мм.год^-^). глох

3.12.    Отдельно определяются потенциал по глубинному показателю (по" питтингу) И₃^ и потенциал, рассчитываемый из весовых потерь на равномерную ^ »

3.13.    При расчете (рдиаметром питтинга пренебрегают, расчетов принимается коэффициент надежности = С,5.

3.14.    Величину допустимой скорости проникновения коррозии вычисляют по уравнению:

fl₃=K_H-jt    мм.год-;    (I)

где 0    - толщина стенки трубопровода, мм;

I - плановый срок службы трубопровода, год.

На рис.1 показана зависимость величины отношения от величины защитного потенциала.

3.15.    По кривым 2b- = f (9зп) (кривые I и 2) на-7.СДЯТ искомую ВЕНЧИКУ (P₃fo WAX

3.16.    При определении if_3f< расчет проводится относительно двух режимов работы трубопровода: с длительным рабочим