Коррозия. 2395375 контрольная коррозия (вариант 2). Задача 1 3 Задача 2 11 Задача 3 15 Список литературы 23

• Название: Задача 1 3 Задача 2 11 Задача 3 15 Список литературы 23
• Анкор: Коррозия
• Дата: 06.11.2021
• Размер: 310.52 Kb.
• Имя файла: 2395375 контрольная коррозия (вариант 2).docx
• Тип: Задача; #264308
• страница: 2 из 3

Задача 2

Требуется определить протяженность защитной зоны протекторной установки и срок службы протекторов, подключенных к магистральному трубопроводу диаметром , мм, уложенному в грунт с удельным сопротивлением . Трубопровод имеет изоляционное покрытие с переходным сопротивлением .

Протекторы установлены на глубине h = 2 м, на расстоянии a = 5 м друг от друга в группе.

Таблица 2

Вариант				, штук число протекторов	, м, расстояние от протектора до трубы	Марка протектора
2	630	40	6×103	4	9	ПМ-5У

Решение

Применение протекторов в проектах электрохимической защиты магистральных трубопроводов допускается только в групповых установках и грунтах с удельным электрическим сопротивлением не более 50 Омм.

Расчет протекторной защиты трубопроводов сводится к определению длины защищаемого участка трубопровода L и срока службы протекторов Т.

Длину зоны действия защиты на изолированном трубопроводе можно определить с достаточной для инженерных расчетов точностью по следующей формуле:



где – сопротивления изоляции трубопровода на единице длины, Омм; – сопротивление растеканию тока с протектора, Ом; – потенциал протектора до подключения его к трубопроводу, В; для магниевых протекторов по МЭС; – минимальный защитный потенциал.

Сопротивление растеканию тока групповой протекторной установки при и определяется по формуле:



где – удельное сопротивление грунта, окружающего протектор Омм; – удельное сопротивление активатора, Омм; ; , – соответственно диаметр и высота столба активатора, окружающего протектор; – диаметр протектора; – глубина установки протектора от поверхности земли до середины протектора; – число протекторов в грунте; – коэффициент, учитывающий взаимное экранирование вертикальных протекторов в группе . При защите трубопровода одиночными протекторами и .

Срок службы протекторной установки вычисляется по формуле:



где – вес протекторной установки, кг; – теоретический электрохимический эквивалент материала протектора, кг/А год (для магниевых протекторов ); – сила тока в цепи протекторной установки, А; – коэффициент использования протектора ; _п – КПД протектора (определяется в зависимости от анодной плотности тока по рис. 1).

Анодная плотность тока определяется по формуле:



Сила тока в цепи протекторной установки при подключении ее к трубопроводу определяется зависимостью:



где – естественный потенциал материала резервуара.



Рис. 1 – Зависимость коэффициента полезного действия протектора от анодной плотности тока

Таблица 2.1

Техническая характеристика комплексных протекторов ПМ-У

Тип протектора	Размеры, мм					Масса, кг
	электрода			общие			электрода		общий
ПМ-5У	500	95	580		165	5		16
ПМ-10У	600	100	700		200	10		30
ПМ-20У	610	150	710		270	20		60

1. По формуле (2) рассчитываем сопротивление растеканию тока групповой протекторной установки:



2. По формуле (1) определяем длину зоны действия защиты на изолированном трубопроводе:



3. По формуле (5) определяем силу тока в цепи протекторной установки при подключении ее к трубопроводу:



4. По формуле (4) определяем анодная плотность тока:



5. По графику (рис. 2) находим КПД протекторной установки: .

6. По формуле (3) определяем срок службы протекторной установки:



Ответ: 406,8 м; 218,6 лет.