МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ ВЛ-110 КВ И ВЫШЕ НА КОРРОЗИЮ НЕФТЕПРОВОДА И МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЗАЩИТЕ ТРУБОПРОВОДА
РД-17.220.00-КТН-034-08
Предисловие
1 Документ Разработан открытым акционерным обществом "Инжиниринговая нефтегазовая компания – Всероссийский научно-исследовательский институт по строительству и эксплуатации трубопроводов, объектов ТЭК" (ОАО ВНИИСТ)
2 Утвержден и введен в действие приказом ОАО "АК "Транснефть" 14 декабря 2007 г.
3 Дата введения с 14 декабря 2007 г.
4 Введен впервые
5 Срок действия – до замены (отмены)
6 Оригинал документа хранится в отделе научно-технического обеспечения и нормативной документации ОАО "АК "Транснефть"
7 Документ входит в состав отраслевого информационного фонда ОАО "АК "Транснефть"
8 Аннотация
Настоящий руководящий документ устанавливает методику определения воздействия ВЛ-110 кВ и выше на коррозию нефтепровода и мероприятия по защите трубопровода.
Информация об изменениях к настоящему документу, текст изменения, а также информация о статусе документа может быть получена в отраслевом информационном фонде (www.vniist.ru; ntd@vniist.ru)
Введение
Настоящий нормативный руководящий документ "Методика определения воздействия ВЛ-110 кВ и выше на коррозию нефтепровода и мероприятия по защите трубопровода" (далее – РД) разработан применительно к проектируемым, строящимся и эксплуатируемым магистральным нефтепроводам дочерних акционерных обществ ОАО "АК "Транснефть" и устанавливает методику определения воздействия ВЛ-110 кВ и выше на коррозию нефтепровода и мероприятия по защите трубопровода.
Целями работы является создание методики расчета влияния ВЛ на МН, разработка технических решений и мероприятий по защите от коррозии нефтепровода переменными токами, наведенными от высоковольтных линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше при параллельном следовании МН и ВЛ, их пересечениях, сближениях и удалениях.
1 Область применения
1.1 Настоящий документ устанавливает методику определения воздействия ВЛ-110 кВ и выше на коррозию нефтепровода и мероприятия по защите трубопровода.
1.2 Настоящий документ распространяется на проектируемые, строящиеся и эксплуатируемые стальные подземные магистральные нефтепроводы предприятий группы ОАО "АК "Транснефть", находящиеся под воздействием высоковольтных воздушных линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше.
1.3 Настоящий документ предназначен для применения инженерно-техническим персоналом предприятий группы ОАО "АК "Транснефть", проектных институтов и строительных организаций при защите нефтепроводов от коррозии переменными токами, наведенными от ВЛ-110 кВ и выше.
2 Нормативные ссылки
В настоящем документе использованы нормативные ссылки на следующие документы:
ГОСТ 9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии
РД-29.200.00-КТН-176-06 Регламент обследования коррозионного состояния магистральных нефтепроводов и состояния противокоррозионной защиты
РД-77.060.00-КТН-166-06 Методика определения скорости роста коррозионных дефектов стенок труб магистральных трубопроводов
РД-91.020.00-КТН-103-07 Нормы и правила проектирования заземляющих устройств объектов магистральных нефтепроводов предприятий группы ОАО "АК "Транснефть"
РД-91.020.00-КТН-149-06 Нормы проектирования электрохимической защиты магистральных трубопроводов и сооружений НПС
ОТТ-75.180.00-КТН-290-06 Станции катодной и электродренажной защиты для объектов магистральных нефтепроводов. Общие технические требования
3 Термины и определения
В настоящем документе приведены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 анодное заземление: Устройство, обеспечивающее стекание защитного тока установки катодной защиты в землю.
3.2 воздушная линия электропередачи: Устройство для передачи электроэнергии по проводам, расположенным на открытом воздухе.
3.3 временная защита: Электрохимическая защита, осуществляемая в период до начала работы запроектированных основных средств защиты.
3.4 вспомогательный электрод (датчик потенциала): Электрод, имитирующий условия катодной поляризации на реально защищаемом трубопроводе.
3.5 грозозащитный трос: Заземленный тросовый молниеотвод, подвешенный на опорах воздушных линий выше фазных проводов.
3.6 датчик поляризационного потенциала: См. "вспомогательный электрод".
3.7 датчик скорости коррозии (индикатор коррозии): Электрод специальной конструкции, позволяющий по глубине проникновения или электрическому сопротивлению оценивать скорость коррозии трубопровода.
3.8 естественный заземлитель: Сторонняя проводящая часть, находящаяся в электрическом контакте с землей, используемая для целей заземления.
3.9 защитное заземление: Заземление, выполняемое в целях электробезопасности.
3.10 защитный потенциал: Катодный потенциал, обеспечивающий требуемое торможение коррозионного процесса.
3.11 зона опасного влияния ВЛ: Участок, на котором выявлена опасность коррозии переменным током.
3.12 индуктивное влияние ВЛ на трубопровод: Возникновение напряжений на трубопроводе за счет переменного магнитного поля ВЛ в нормальных и аварийных режимах работы ВЛ.
3.13 катодная защита: Торможение коррозионного процесса посредством сдвига потенциала оголенных участков трубопровода в сторону более отрицательных значений, чем потенциал свободной коррозии этих участков.
3.14 катодная станция (катодный преобразователь): Источник постоянного тока или устройство, преобразующее переменный ток в постоянный.
3.15 комплексная противокоррозионная защита: Защита от коррозии совместным применением изоляционного покрытия и электрохимической защиты.
3.16 контрольно-измерительный пункт: Устройство, позволяющее выполнять измерения потенциала сооружения.
3.17 максимум нагрузки ВЛ: Максимальный рабочий ток ВЛ.
3.18 несимметричное короткое замыкание: Короткое замыкание в электрической сети, при котором часть тока замыкания протекает через землю (ток нулевой последовательности).
3.19 нормальный режим работы ВЛ: Состояние ВЛ при необорванных проводах и тросах и исправной изоляции и нагрузке в допустимых пределах..
3.20 опоры ВЛ: Сооружения, поддерживающие провод с помощью изоляторов и арматуры на заданном расстоянии между собой и от поверхности земли.
3.21 поляризационный потенциал: Потенциал нефтепровода при катодной защите без учета омической составляющей (падения напряжения в грунте и изоляции),.
3.22 продольная ЭДС: ЭДС, индуктируемая током ВЛ в изолированном проводнике, в том числе в нефтепроводе (напряжение на единице длины проводника).
3.23 продольный ток в нефтепроводе: Ток, который протекает в стенке трубы вдоль нефтепровода под действием продольной ЭДС.
3.24 промежуточные опоры: Опоры, устанавливаемые на прямых участках трассы ВЛ.
3.25 протектор (гальванический анод): Электрод, выполненный из металла или сплава, имеющего более отрицательный потенциал, чем металл защищаемого трубопровода.
3.26 протекторная защита: Защита трубопровода с помощью протекторов.
3.27 сопротивление заземления: Сопротивление растеканию тока с заземленного электрода (электродов).
3.28 средняя высота подвеса влияющей фазы: Среднее расстояние от земли до провода ВЛ на участке влияния на МН.
3.29 ток нагрузки: Ток, протекающий по одной из фаз ВЛ при нормальном режиме работы.
3.30 транспозиционные опоры: Опоры, на которых осуществляется изменение положения фаз ВЛ относительно друг друга.
3.31 установка катодной защиты: Комплекс устройств, состоящий из катодной станции, дренажной линии и анодного заземления, обеспечивающий смещение потенциалов на трубопроводе в отрицательную сторону.
3.32 установка протекторной защиты: Установка, состоящая из нескольких протекторов, подключенных к трубопроводу через контрольно-измерительный пункт.
3.33 участок высокой коррозионной опасности: Участок нефтепровода, на котором произошли коррозионные отказы (разрывы, свищи) или обнаружены коррозионные повреждения глубиной свыше 15% толщины стенки, а также участки, на которых скорость коррозии превышает 0,5 мм/год; участок нефтепровода, проложенного в грунтах высокой коррозионной агрессивности (удельное электрическое сопротивление грунта не превышает 20 Ом·м); участок нефтепровода, проложенного в зоне блуждающих постоянных токов, при наличии положительного смещения разности потенциалов "труба-земля".
3.34 фаза ВЛ: Один или несколько проводов цепи ВЛ, передающих ток одной и той же фазы.
3.35 цепь ВЛ: Три фазы ВЛ, расположенные на одной опоре.
3.36 электрод сравнения: Электрод, имеющий постоянный электродный потенциал в данных условиях применения и используемый для измерения потенциалов.
3.37 эквивалентная высота подвеса фазы: среднее геометрическое значение отвысоты закрепления проводов на опоре и минимального расстояния от земли до провода между соседними опорами.
4 Обозначения и сокращения
В настоящем документе применены следующие обозначения и сокращения:
АЗ – анодное заземление;
БПИ – блок пластин индикаторов;
ВКО - высокая коррозионная опасность;
ВЛ – высоковольтная воздушная линия электропередачи класса напряжения 110 кВ и выше;
ВЭ – вспомогательный электрод;
КЗ – короткое замыкание;
КИП – контрольно-измерительный пункт;
КТ – класс точности;
МН – магистральный нефтепровод;
МСЭ – медно-сульфатный электрод сравнения;
МТ – магистральный трубопровод;
ПЗ – протекторная защита;
УКЗ – установка катодной защиты;
УПЗ – установка протекторной защиты;
ЭДС – электродвижущая сила;
ЭХЗ – электрохимическая защита;
s - толщина изоляционного покрытия трубопровода, м;
ρ – удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м;
h - глубина заложения трубопровода, м;
Uлин - линейное напряжение, кВ;
Iмакс - максимальный рабочий ток ВЛ, А;
h1 - средняя высота подвеса влияющей фазы (ближайшей к МН), м;
а - расстояние между проекцией влияющей фазы на землю и трубопроводом, м;
ω - угловая частота, 1/с;
Iкз - ток однофазного короткого замыкания, кА;
Uтз – наведенное напряжение "труба-земля".
5 Критерии коррозионной опасности переменных токов и мероприятия по защите трубопровода
5.1 На данном участке трубопровода, приоритетным критерием коррозионной опасности на участке трубопровода является плотность переменного тока датчика потенциала 10 А/м2. Превышение этой плотности переменного тока датчика потенциала при включенной электрохимической защите, измеренное по методике в приложении А, указывает на наличие коррозионно-опасного воздействия ВЛ на этих участках нефтепровода и на необходимость проведения мероприятий по его снижению, согласно п. 5.5.
5.2 Критерии коррозионной опасности переменных наведенных токов приведены в таблице 5.1.
Таблица 5.1
Критерии коррозионной опасности переменных наведенных токов
| Наименование критерия | Критическая величина | Способ измерения величины | |
| Плотность переменного тока датчика потенциала | Не должна превышать 10 А/м2 | Приложение А | |
| Разность потенциалов "труба-земля" на переменном токе | Не более одной десятой от величины удельного электрического сопротивления грунта, выраженного в Ом·м | 1. Производится измерение удельного электрического сопротивления грунта 2. Измеряют существующую разность потенциалов "труба-земля" и сравнивают ее с критической разностью потенциалов на переменном токе (см. таблицу Б.12, приложение Б) | |
| Смещение потенциала коррозии датчика | Не более 10 мВ в отрицательную сторону от стационарного потенциала датчика | Приложение А | |
| Поляризационный потенциал нефтепровода при катодной защите | Удельное сопротивление грунта, ρ, Ом·м | Поляризационный потенциал, В МСЭ | Измерение потенциала осуществляется по методу вспомогательного электрода |
| менее 10 | От минус 0,95 до минус 1,1 | ||
| от 10 до 300 включительно | От минус 0,85 до минус 1,1 | ||
| от 300 до 1000 | От минус 0,75 до минус 0,95 | ||
| 1000 и более | От минус 0,65 до минус 0,85 | ||
| Скорость локальной коррозии | Не должна превышать 0,3 мм/год | Измерение производят на образцах-свидетелях по глубинному показателю коррозии |
5.3 Критическое значение разности потенциалов "труба-земля" на переменном токе Ukр , В, при превышении которой необходимо применение критериев (см. п. 5.2), в зависимости от удельного электрического сопротивления грунта ρ, определяется по формуле:
, (5.1)
где d - диаметр дефекта в изоляции, м;
ρ – удельное сопротивление грунта в месте измерения разности потенциалов "труба-земля", Ом·м;
i - критическая плотность переменного тока, 10 А/м2.
При использовании датчика потенциала размером 2,5×2,5 см (диаметр дефекта принимается 2,5 см) формула (5.1) принимает вид:
Ukp = 0,1×ρ. (5.2)
5.4 Определение опасности коррозии переменным током на эксплуатируемом нефтепроводе должно производиться при защитной разности потенциалов "труба-земля" от минус 0,85 до минус 3,5 В на всех КИП, находящихся от ВЛ в пределах, указанных в таблице 6.2.
5.5 Мероприятия по защите трубопровода от коррозии наведенными токами от ВЛ 110 кВ и более:
- определение коррозионной опасности на участках параллельного следования, сближения и пересечения с ВЛ;
- определение протяженности участков трубопровода, на которых возможно опасное коррозионное воздействие переменных токов;
- определение месторасположения максимума наведенного напряжения с учетом способа заземления грозозащитных тросов на анкерных и транспозиционных опорах ВЛ;
- выбор типа и участка размещения заземляющего устройства с учетом удельного электрического сопротивления грунта и геоэлектрического разреза;
- оптимизация месторасположения заземляющего устройства при наличии высокоомных грунтов в районе максимума наведенного напряжения на трубопроводе;
- проектирование средств ЭХЗ с учетом вредного влияния переменных токов и использованием устройств, исключающих нарушение штатных режимов работы как преобразователей, так и блоков автоматического регулирования параметров ЭХЗ.
6 Определение опасности воздействия ВЛ на коррозию МН, инженерные методы расчета и мероприятия по ее снижению
6.1 Общие положения
6.1.1 При проведении предпроектных инженерных изысканий проектные институты осуществляют:
- измерение продольной ЭДС в районе расположения трассы проектируемого магистрального нефтепровода (или оценку продольной ЭДС с учетом высоты закрепления проводов на опоре и минимального расстояния от земли до провода между соседними опорами (эквивалентная высота подвеса фазы) в соответствии с рисунками Б.2-Б.8 (приложение Б);
- произвести расчет опасности коррозии переменным током;
- в случае выявления опасности, в проект включают технические решения, предназначенные для снижения влияния ВЛ на коррозию наведенным переменным током до безопасной величины.
6.1.2На эксплуатируемых МН необходимо выполнить следующее:
- определить зоны опасного влияния ВЛ на МН на участках их параллельного следования, сближения и пересечения;
- осуществить оценку опасности коррозии наведенным переменным током;
- разработать и выполнить мероприятия по снижению опасности коррозии наведенным переменным током, с учетом указанных в РД технических решений, обеспечивающих снижение коррозии переменным током до безопасного уровня;
- осуществлять периодический контроль опасности наведенных переменных токов, состояния и эффективности защиты МН от коррозии переменным током.
При наличие опасного влияния ВЛ на МН вышеуказанные виды работ должны быть включены в ТЗ на комплексное электрометрическое обследование МН.
В процессе осуществления приемки нового нефтепровода ОАО МН одновременно с проверкой системы ЭХЗ по критерию "критическая разность потенциалов "труба-земля" на переменном токе" должен осуществляться контроль эффективности реализации проектных решений по плотности переменного тока, который не должен превышать 10 А/м2.
6.2 Методика расчета наведенных напряжений МН
6.2.1 В общем случае взаиморасположение МН и ВЛ определяются основными вариантами, представленными в таблице 6.1.
6.2.2 Для наиболее опасного случая параллельного следования МН и ВЛ на большом протяжении, показанного на рисунке 6.1, расчет наведенного напряжения Uтз, В, определяется по формуле:
Uтз = 
(e-γx _ e-γ(L-x) ), (6.1)
где Е – продольная ЭДС, B/(А·м);
g – постоянная распространения тока в трубопроводе, 1/м;
х – координата точки, для которой рассчитывается Uтз, м;
L – протяженность участка сближения, м.
Таблица 6.1
Типовые варианты расположения ВЛ и трубопровода и мест заземления нефтепровода для защиты от коррозии переменными токами
| № варианта | Схема взаиморасположения нефтепровода и ВЛ в плане | Обозначения и комментарии |
| МН – магистральный нефтепровод, ВЛ – высоковольтная воздушная линия 110 кВ и выше, З – заземление, С – конденсатор, L – длина участка влияния ВЛ Точка дренажа должна располагаться в пределах ±20 м от проекции на МН точки поворота ВЛ | |
| F = 20±5 м Остальные обозначения согласно варианту 1 | |
| F = 20±5 м | |
| Заземления нефтепроводов выполняют на МН, на которых зафиксирована коррозионная опасность. |
Наибольшее напряжение на трубопроводе Uтз. мах , В, возникает в начале и в конце участка параллельного следования (см. рисунок 6.1 б) и определяется выражением:
≈ k·E·I·L, (6.2)
где k – масштабирующий коэффициент, зависящий от сопротивления изоляции трубопровода, длины участка параллельного следования и сопротивления заземления переменному току (см. таблицу Б.14, приложение Б);
I - ток ВЛ, А.
Согласно 6.4.9 и учетом 6.3.5, в этих точках следует установить заземления Z1 и Z2 с минимальным значением сопротивления растекания (см. таблицы Б.1 – Б.3, приложение Б). Схема для этого случая представлена на рисунке 6.2.
Расчет распределения напряжения после подключения заземлений на участке параллельного следования проводят по формуле:
Uтз = 
(eγx − e−γx) − 0,5Iтн[Zэ1(eγx + e−γx) + Z(eγx − e−γx)], (6.3)
где Z= 
·e-jφz – волновое сопротивление трубопровода, Ом;
Zт 
·e-jφzт – полное удельное сопротивление трубопровода, Ом/м;
Zэ1 = 
- эквивалентное сопротивление в начале участка сближения, Ом;
Iтн = 
- ток в началеучастка сближении МН и ВЛ, А;
Zэ2 = 
- эквивалентное сопротивление в конце участка сближения, Ом;
R ~ = 
+ 
- продольное омическое сопротивление трубы, Ом/м;
ωL = 
2Ln(
) + 
- продольное индуктивное сопротивление трубы, Ом/м;
G = 
– омическая проводимость покрытия, 1/Ом·м;
ωC = 
- емкостная проводимость покрытия, 1/Ом·м;
g = 
·ejφγ –постоянная распространения тока в трубопроводе, 1/м;
φγ = 0,5[arctg(
) + arctg(
)] – фазовый угол постоянной распространениятока в трубопроводе;
φz = 0,5[arctg(
) - arctg(
)] - фазовый угол волнового сопротивления;
φzт = arctg(
) – фазовый угол полного сопротивления;
Z1 и Z2 – сопротивление заземления, Ом;
μ0 - магнитная постоянная, Гн/м;
μ - магнитная проницаемость стали,
ρst - удельное электрическое сопротивление стали, Ом·мм2/м;
ρ - удельное электрическое сопротивление грунта, Ом×м.
Распределение напряжения при подключении заземлений показано на рисунке 6.1 б) (пунктирная линия).
6.2.3 Если после подключения сопротивлений Z1 и Z2, значения которых являются минимально возможными при удельном электрическом сопротивлении грунта в месте их установки, Uтз превышает критическое напряжение - Uкр (п. 6.4.9), то вдоль участка влияния ВЛ на МН следует установить дополнительные заземления. Количество дополнительных заземлений определить расчетом согласно Г.1.2.6 (приложение Г), при минимально возможном в условиях участка трассы сопротивлении растекания заземлений.
Алгоритм расчета напряжения Uтз для произвольных схем расположения МН и ВЛ приведен в Г.1.3. Пример такой схемы показан на рисунке 6.3.
а - схема расположения МН и ВЛ, б - распределение напряжения Uтз
х 1 – расстояние от точки расчета до начала (конца) участка параллельного следования
Рисунок 6.1- Сближение ВЛ и МН большой протяженности* (L) не имеющего заземления на всем участке
Примечание – МН большой протяженности считается трубопровод, распространяющийся в обе стороны от зоны опасного влияния на расстояние, большее Lk (формула (Г.4), Г.1.2.1, приложение Г).
Рисунок 6.2 - Схема подключения заземлений (Z1 и Z2)
АЗ – анодное заземление, ЗЗ - защитное заземление в целях электробезопасности, ПЗ – протекторная защита, СКЗ – станция катодной защиты
Рисунок 6.3 - Схема взаиморасположения МН и ВЛ с заземляющими устройствами
6.3 Выбор заземлений для снижения наведенного напряжения
6.3.1 Выбор заземлений осуществляется с целью получения минимально возможного комплексного сопротивления при известном распределении удельного электрического сопротивления грунта в месте его установки. Комплексное сопротивление заземления Zз представляет собой геометрическую сумму сопротивления растеканию заземления Rз и реактивного сопротивления (1/ω· С)разделительного конденсатора и определяется по формуле
, (6.4)
С целью минимизации влияния разделительного конденсатора реактивное сопротивление принимается равным 10% от сопротивления растеканию Rз. В этом случае сопротивление конденсатора в расчетах заземления не учитывается и принимается Zз = Rз.
6.3.2 Сопротивление растеканию заземления Rз рассчитывают при горизонтальном заложении на глубине от 0,5 до 1 м (либо вертикальном при расположения верхнего торца электрода на указанной глубине) и длине более 3 м по формуле:
, Ом. (6.5)
где ρ г - удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м;
lэ – длина электрода заземлителя, контактирующего с грунтом, м;
dэ – эквивалентный диаметр заземлителя, м.
Для прямоугольной полосы шириной а и длиной b: dэ= 
;
А = 0,5 
- при вертикальном расположении;
A = 
- при горизонтальном расположении;
h – глубина (до середины заземлителя) заложения электрода.
6.3.3 При наличии слоев земли с низким удельным электрическим сопротивлением на глубине более 3 метров следует применять глубинные заземлители – таблица Б.2 (приложение Б). При наличии грунтов с низким удельным электрическим сопротивлением на глубине менее 3 метров следует применять подпочвенные заземления – таблица Б.3 (приложение Б). Заземления из стальной полосы – таблица Б.1 (приложение Б) следует применять в грунтах с высоким удельным электрическим сопротивлением грунтов. Размеры заземлителей и их сопротивления растеканию определяются по таблицам Б.1 - Б.3.
6.3.4 Минимальная емкость разделительного конденсатора рассчитывается по формуле:
, (6.6)
где Zвх. т = Z·cth (γ L) – входное сопротивление участка трубопровода, Ом, (для эксплуатируемых нефтепроводов, значение Zвх.т получают по результатам измерений);
Rз- сопротивление растеканию заземляющего устройства, Ом.
6.3.5 Алгоритм выбора типа, количества и сопротивления растеканию заземлителей для снижения влияния наведенного напряжения:
- на основании данных изысканий определяют распределение удельного электрического сопротивления грунта по трассе МН и по глубине в местах предполагаемой установки (см. п. 6.4.9) заземлителей;
- по таблицам Б.1 – Б.3 (или используя РД-91.020.00-КТН-149-06) определяют возможные сопротивления растекания для каждого из трех типов заземлителей при заданном удельном электрическом сопротивлении грунта в месте установки заземлителя;
- определяют тип заземлителя имеющий минимальное сопротивление растекания и его параметры (количество электродов, протяженность полосы и т.д.) в соответствии с таблицами Б.1-Б.3 (приложение Б);
- сравнивают стоимость выбранного типа заземлителя со стоимостью других типов, имеющих близкие к выбранному значения сопротивления растекания;
- выбирают наиболее рациональный вариант.
6.3.6 Срок службы заземления Т должен составлять не менее 15 лет, определяется его массой и рассчитывается исходя из того, что при плотности переменного тока стальных электродов заземления не более 10 А/м2 коррозия переменным током отсутствует и заземление подвержено единственно почвенной коррозии. Расчет производится по формуле:
, год (6.7)
где k = 0,8 – коэффициент запаса;
– масса одного электрода заземления, кг;
p – площадь поперечного сечения электрода заземления, м2. Для цилиндрического не полого электрода диаметром d: p = 0,785· d 2;
lэ – длина электрода, м;
Nэ – число электродов в контуре заземления. Для контура с расстоянием между электродами, равном длине электрода: 
;
CKэ - скорость коррозии стали для расчета срока службы заземления, кг/(м2·год), приведена в таблице Б.15 (приложение Б);
Sэ – площадь поверхности электрода, м2.
Для круглого электрода длиной 1 м: Sэ= 3,14 d;
Rэ≈ 0,32 ρ г – сопротивление растеканию одного вертикального электрода при заглублении его верхнего конца от поверхности земли до 1 м, Ом,
Rз- сопротивление растеканию контура заземления, Ом.
6.4 Определение опасности влияния ВЛ при проектировании и мероприятия по ее снижению
6.4.1 Определение коррозионной опасности переменных токов на проектируемых трубопроводах производится на основании измерений продольной ЭДС в проводниках, проложенных по линии будущей прокладки трубопровода параллельно оси ВЛ (или путем оценки продольной ЭДС в соответствии с рисунками Б.2-Б.8, приложение Б). Измерения проводятся в период предпроектных инженерных изысканий на расстояниях от ВЛ, указанных в таблице 6.2, с последующим проведением расчетов, согласно разделу 6. Расчеты выполняются проектирующей организацией на основании данных изысканий. При наличии коррозионной опасности проект должен содержать технические решения по снижению влияния индуцированного тока от ВЛ на проектируемый трубопровод. Методика измерений продольной ЭДС в проводниках приведена в приложении А.
Дополнительно, оценку опасности осуществляют в период сдачи нефтепровода в эксплуатацию.
Таблица 6.2
Критическая протяженность участка параллельного следования ВЛ и МН в зависимости от расстояния между ними, параметров ВЛ, удельного электрического грунта и изоляции трубопровода
| Расстояние от ВЛ до МН, м | ρгр, Ом·м | Критическая протяженность параллельного следования ВЛ и МН при сопротивлении изоляции труб, км, при Rиз (Ом·м2) | ||
| Напряжение ВЛ U=500 кВ Ток ВЛ I= 1100 А | ||||
| 0,16 | 0,16 | 0,16 | ||
| 0,49 | 0,50 | 0,54 | ||
| 1,60 | 1,77 | 2,51 | ||
| 9,79 | ||||
| Более 500 | ||||
| 0,76 | 0,78 | 0,85 | ||
| 2,10 | 2,34 | 3,40 | ||
| 5,51 | 8,77 | |||
| Более 500 | ||||
| 2,34 | 2,62 | 3,87 | ||
| 5,14 | 7,34 | |||
| 11,95 | ||||
| Более 100 | ||||
| 5,60 | 8,22 | |||
| 13,45 | ||||
| Более 30 | ||||
| 17,2 | ||||
| Более 10 | ||||
| Напряжение ВЛ U=330 кВ Ток ВЛ I= 575 A | ||||
| 0,53 | 0,55 | 0,58 | ||
| 1,61 | 1,74 | 2,23 | ||
| 5,54 | 8,85 | |||
| Более 100 | ||||
| 2,36 | 2,66 | 3,95 | ||
| 7,00 | 18,00 | |||
| Более 30 | ||||
| 7,40 | 19,00 | |||
| Более 10 | ||||
| Напряжение ВЛ U=220 кВ Ток ВЛ I= 288 A | ||||
| 1,58 | 1,70 | 2,08 | ||
| 5,10 | 7,25 | |||
| Более 100 | ||||
| Напряжение ВЛ U=110 кВ Ток ВЛ I= 140 A | ||||
| 5,48 | 7,95 | |||
| Более 10 | ||||
| Примечание - Отличительным цветом выделены безопасные в коррозионном отношении условия параллельного следования ВЛ и МН. |
6.4.2 Определить на план-карте положение трассы МН относительно ВЛ. При пересечении МН и ВЛ угол между осями трасс должен находиться в пределах от 60º до 90º.
6.4.3 Определить участки МН находящиеся в зоне влияния ВЛ, согласно 6.5.1.
6.4.4 Провести комплекс изыскательских работ на участке влияния ВЛ, включающий определение удельного электрического сопротивления грунта и продольной ЭДС по приложению А (или оценить продольную ЭДС по рисункам Б.2 – Б.8, приложение Б).
6.4.5 Сформировать исходные данные, необходимые для расчетов наведенных напряжений переменного тока по перечню приложения Е.
6.4.6 Произвести расчет системы ЭХЗ без учета влияния ВЛ и определить места расположения и параметры (сопротивления растеканию) АЗ.
6.4.7 На участке влияния ВЛ произвести расчет сопротивлений растеканию всех устройств имеющих электрический контакт с МН (защитные заземления, протекторы и пр.), кроме протекторных групп для временной ЭХЗ нефтепровода.
6.4.8 Произвести расчет распределения наведенного напряжения - Uтз на участке влияния ВЛ по методике, приведенной в приложении Г.
При отсутствии заземляющих устройств на участке влияния ВЛ произвести расчет максимального наведенного напряжения - Uтз. мах в соответствие с приложением В; при наличии - произвести расчет распределения наведенного напряжения - Uтз на участке влиянии ВЛ в соответствии с приложением Г.
6.4.9 Сравнить расчетные значения наведенного напряжения - Uтз с критическим напряжением – Uкр (формула (5.2), таблица Б.12, приложение Б). Если расчетные значения Uтз не превышают Uкр, то влиянием переменного тока на коррозию МН можно пренебречь. Если Uтз. мах больше или равно Uкр, то в точках трассы где - Uтз. мах принимает максимальные по абсолютной величине значения, следует установить заземления с наименьшим возможным сопротивлением растеканию. Выбор типа заземления и его сопротивления растекания произвести, используя таблицы Б.1 –Б.3 (приложение Б) в зависимости от удельного электрического сопротивления грунта.
6.4.10 Произвести расчет максимальных наведенных напряжений - Uтз. мах (или распределения наведенного напряжения - Uтз), согласно 6.4.8, с учетом добавленных заземлений.
6.4.11 Далее, для произвольных схем следовать п. 6.4.9 - 6.4.10 до тех пор, пока во всех точках трассы расчетные значения Uтз не станут ниже Uкр.
6.4.12 В результате итераций (п. 6.4.8 - 6.4.11), получают: тип, количество, места установки и сопротивления растеканию всех дополнительных заземляющих устройств, необходимых для снижения влияния наведенных токов (напряжений) ВЛ до коррозионно-безопасного уровня.
6.5 Определение опасного влияния ВЛ при эксплуатации и мероприятия по его снижению
6.5.1 В условиях действующего нефтепровода необходимо определить участки МН находящиеся в зоне влияния ВЛ - к ним относятся все пересечения МН и ВЛ, а также участки сближения (удаления) или параллельного следования МН и ВЛ, находящиеся от ВЛ в пределах, указанных в таблице 6.2.
6.5.2 На КИП, расположенных в зоне влияния, провести измерения плотности тока, в случае их отсутствия измерения разности потенциалов Uтз "труба-земля" на переменном токе и сравнить их с критическими значениями (таблица Б.12, приложение Б). Если измеренные значения не превышают критические, то влиянием переменного тока на коррозию МН можно пренебречь. В случае, когда Uтз больше и