"ПНСТ 579-2021. Предварительный национальный стандарт Российской Федерации. Нефтяная и газовая промышленность. Системы подводной добычи. Катодная защита подводных трубопроводов с помощью гальванических анодов. Методические указания"
(утв. и введен в действие Приказом Росстандарта от 08.12.2021 N 54-пнст)

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

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

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 8 декабря 2021 г. N 54-пнст

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

Целью разработки настоящего предварительного национального стандарта является предоставление методических указаний по расчету параметров систем электрохимической защиты от коррозии морских трубопроводов систем подводной добычи углеводородов.

1.1 Настоящий стандарт определяет основные принципы расчета параметров катодной защиты от коррозии морских трубопроводов системы подводной добычи с помощью протекторов из сплавов на основе алюминия или цинка.

1.2 Положения настоящего стандарта распространяются на участки подводных трубопроводов и морских райзеров, расположенные ниже зоны периодического смачивания.

1.3 При проектировании, строительстве и эксплуатации морских трубопроводов систем подводной добычи под техническим наблюдением Российского морского регистра судоходства в дополнение к требованиям настоящего стандарта следует руководствоваться положениями [1], [2] и [3].

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 5272 Коррозия металлов. Термины

ГОСТ 26251 (СТ СЭВ 4046-83) Протекторы для защиты от коррозии. Технические условия

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

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

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

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 5272 и ГОСТ Р 59304, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 протекторная защита (galvanic anode cathodic protection): Разновидность катодной защиты, осуществляемая катодной поляризацией путем соединения с металлом, имеющим более отрицательный потенциал, чем у защищаемого металла.

3.2

В настоящем стандарте использованы следующие обозначения:

5.1 При проектировании промысловых морских трубопроводов должны быть определены исходные данные, позволяющие в полном объеме спроектировать эффективную систему электрохимической защиты, рассчитать необходимое количество протекторов и организовать работы по их установке.

5.2 Исходные данные для расчета параметров системы электрохимической защиты должны включать в себя следующее:

- максимально допустимое расстояние между протекторами;

- проектный срок эксплуатации системы подводной добычи;

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

- удельное сопротивление морской воды и грунта;

- концентрация сероводорода;

- материал трубопровода;

- применяемые защитные покрытия трубопроводов системы подводной добычи и их технические характеристики;

- технические характеристики трубопроводов системы подводной добычи;

- температурный режим эксплуатации трубопроводов системы подводной добычи;

- сведения о наличии заглубленных в грунт трубопроводов, а также возможности их заиливания;

- сведения (при наличии) о электрохимической защите компонентов оборудования системы подводной добычи (с указанием количества, местоположения и технических характеристик применяемых протекторов), имеющих электрический контакт с трубопроводом.

5.3 Проектирование системы электрохимической защиты трубопроводов системы подводной добычи должно включать в себя следующие поэтапные процедуры:

- общий расчет:

1) расчет величины общего требуемого защитного тока для обеспечения необходимой защиты на протяжении срока эксплуатации;

2) расчет величины защитного тока в конце срока эксплуатации системы подводной добычи;

3) расчет общей необходимой массы протекторов;

- детальный расчет:

1) расчет приблизительной массы одного протектора;

2) расчет общего количества протекторов с учетом допустимого (минимального) расстояния между ними при установке на трубопровод;

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

4) расчет величины защитного тока одного протектора в конце срока эксплуатации системы подводной добычи;

- проверка и корректировка:

1) проверка достижения требуемой величины общего защитного тока с учетом типоразмера и количества протекторов, определенных при детальном расчете;

2) корректировка, при необходимости (если величина защитного тока в конце срока эксплуатации, обеспечиваемая протекторами, менее требуемой), количества протекторов или их типоразмера;

3) окончательный выбор типоразмера протекторов и их количества.

6.1.1 Если условия эксплуатации (температура флюида, заглубление в грунт и т.д.) для разных участков трубопровода отличаются, то для каждого такого участка потребность в необходимом защитном токе рассчитывают по отдельности.

6.1.2 Необходимый ток защиты I_cm, А, рассчитывают по формуле

где A_c - площадь защищаемой поверхности, м²;

f_cm - средний коэффициент разрушения покрытия;

i_cm - плотность защитного тока, А/м².

6.1.3 Средний коэффициент разрушения покрытия f_cm рассчитывают по формуле

где a и b - константы;

t_f - расчетный срок эксплуатации, год.

6.1.4 Необходимый ток защиты в конце срока эксплуатации I_cf, А, рассчитывают по формуле

где f_cf - коэффициент разрушения покрытия на конец срока эксплуатации;

i_cm - плотность защитного тока, А/м².

6.1.5 Коэффициент разрушения покрытия на конец срока эксплуатации f_cf рассчитывают по формуле

где a и b - константы;

t_f - расчетный срок эксплуатации, год.

6.1.6 Значения констант a и b определяют, исходя из нормативной документации, установленной в проекте, в соответствии с типом и конструкцией защитного покрытия. В таблице А.1 приведены минимальные значения констант для основных типов защитных покрытий морских трубопроводов.

6.1.7 В проектный срок эксплуатации t_f следует включать также время, необходимое для монтажа трубопроводов системы подводной добычи в проектное положение.

6.1.8 Значения плотности защитного тока i_cm представлены в таблице 1, см. также [4].

6.1.9 Представленные в таблице 1 значения применимы для морских трубопроводов с покрытиями, тип и конструкция которых соответствуют указанным в таблице А.1. Для трубопроводов, защищаемых другими системами покрытий, следует применять значения расчетной плотности тока, приведенные в таблице 2.

6.1.10 Значения плотности защитного тока для эксплуатации в морском грунте следует назначать в соответствии с [5], и они должны применяться в следующих случаях:

- для трубопроводов, укладываемых в траншеи с последующей засыпкой;

- для трубопроводов, укладываемых на грунт с последующей засыпкой;

- для трубопроводов, укладываемых на грунт, в котором происходит самостоятельное заглубление.

6.2.1 Общую массу протекторов M, кг, рассчитывают по формуле

где I_cm - необходимый ток защиты, А;

t_f - расчетный срок эксплуатации, год;

u - коэффициент использования материала протектора;

- токоотдача протекторного сплава, А·ч/кг.

6.2.2 Для браслетных протекторов коэффициент использования материала протектора и должен иметь значение 0,8. Для протекторов в составе протекторных установок коэффициент использования материала протектора должен быть не менее 0,8.

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

6.2.4 Расчетные значения токоотдачи протекторного сплава и потенциала замкнутой цепи протектора , В, приведены в таблице 3. Значения потенциалов здесь и далее по тексту указаны по хлорсеребряному электроду сравнения.

6.2.5 Температуру наружной поверхности протекторов, установленных на трубопроводах, эксплуатируемых в морской воде, принимают при расчетах равной температуре морской воды.

6.2.6 Температуру наружной поверхности протекторов, установленных на трубопроводах, эксплуатируемых в морском грунте, принимают при расчетах равной температуре флюида или определяют с помощью моделирования процессов теплообмена.

6.2.7 Основу сплава для протекторов выбирают, исходя из требований ГОСТ Р 58284. Химический состав сплава выбирают с учетом ГОСТ 26251 и других нормативно-технических документов, обозначенных в проекте.

6.2.8 Для морских трубопроводов применяют браслетные протекторы, устанавливаемые непосредственно на трубопроводах. Браслетный протектор состоит из двух полубраслетов, представляющих собой отливки полукольцевой формы на стальном арматурном каркасе. Толщина браслетного протектора должна быть не менее 50 мм.

6.2.9 Выбор типоразмера браслетных протекторов осуществляют с учетом:

- общей массы протекторов;

- конструкции протекторов;

- конструкции трубоукладочного судна;

- минимального количества протекторов;

- размеров трубопровода;

- защитного покрытия трубопровода;

- максимально допустимого расстояния между протекторами.

6.2.10 Для трубопроводов с защитным бетонным покрытием должны применяться браслетные протекторы с плоскими торцами. Для трубопроводов без бетонного покрытия торцы браслетных протекторов должны быть конической формы для препятствия смещению положения протектора.

6.2.11 С учетом максимально допустимого расстояния между протекторами 150 м, общее количество протекторов N для защиты участка трубопровода длиной L_tot определяют по формуле (с округлением до целого числа в большую сторону)

6.2.12 После определения типоразмера протекторов уточняют их количество, исходя из общей массы протекторов, с помощью формулы

где M_a - масса одного протектора, кг;

M - общая масса протекторов, кг;

N - общее количество протекторов.

6.2.13 Окончательно необходимое количество протекторов, N, определяют, исходя из тока защиты в конце срока службы и тока, который может обеспечить единичный протектор, с помощью неравенства

где I_cf - необходимый ток защиты участка трубопровода в конце срока службы, А;

I_af - ток протектора в конце срока службы, А.

6.2.14 Необходимый ток защиты в конце срока службы I_cf, А, определяют по формуле (3).

6.2.15 Ток протектора в конце срока службы I_af, А, определяют по формуле

где - расчетный потенциал замкнутой цепи протектора, В;

E_P - минимальный защитный потенциал, В;

R_af - сопротивление протектора в конце срока службы, Ом.

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

6.2.17 Для коррозионно-стойких сталей мартенситного и аустенито-ферритного класса защитный потенциал должен составлять минус 0,60 В и минус 0,50 В соответственно.

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

6.2.19 Сопротивление браслетного протектора в конце срока службы рассчитывают по формуле

где - удельное сопротивление морской воды или морского грунта, Ом·м;

A - площадь поверхности протектора, прилегающей к трубопроводу, м².

6.2.20 Сопротивление протекторов в составе протекторных установок определяют исходя из их типоразмеров в соответствии с указаниями [6].

6.2.21 Если неравенство (8) не выполняется, то количество протекторов увеличивают и/или подбирают протекторы другого типоразмера, повторяя процедуру выбора согласно 6.2.9 - 6.2.19.

6.3.1 Если браслетные протекторы не могут быть расположены на трубопроводе на расстоянии не более 150 м друг от друга, то по согласованию с заказчиком максимально допустимое расстояние L, м, может быть рассчитано по формуле

где d - толщина стенки трубопровода, м;

D - наружный диаметр трубопровода, м;

- удельное сопротивление материала трубопровода, Ом·м;

I_cf - необходимый ток защиты участка трубопровода в конце срока службы, А;

i_cm - плотность защитного тока, А/м²;

f_cf - коэффициент разрушения покрытия на конец срока эксплуатации;

L_tot - длина защищаемого участка трубопровода, м;

R_af - сопротивление браслетного протектора в конце срока службы, Ом;

E_P - минимальный защитный потенциал, В;

- расчетное значение потенциала замкнутой цепи протектора, В.

Для полученного значения расстояния между протекторами L определяют их минимальное количество (аналогично 6.2.11).

6.3.2 Коэффициент разрушения покрытия на конец срока эксплуатации f_cf определяют по формуле (4).

6.3.3 Значение плотности защитного тока определяют согласно 6.1.8 - 6.1.9.

6.3.4 Удельное сопротивление материала трубопровода при расчетах принимают равным: 0,2·10^-6 Ом·м для углеродистых и низколегированных сталей; 0,8·10^-6 Ом·м для коррозионно-стойких сталей мартенситного класса; 1,0·10^-6 Ом·м для коррозионно-стойких сталей аустенито-ферритного класса.

6.3.5 Значения минимального защитного потенциала E_P определяют согласно 6.2.16 - 6.2.17.

6.3.6 Сопротивление браслетного протектора в конце срока службы R_af определяют согласно 6.2.19.

6.3.7 Расчетный потенциал замкнутой цепи протектора определяют согласно 6.2.4.

6.3.8 Если защита трубопровода осуществляется протекторными установками, то максимальную длину участка трубопровода, который может быть защищен L, м, рассчитывают по формуле

где d - толщина стенки трубопровода, м;

D - наружный диаметр трубопровода, м;

- удельное сопротивление материала трубопровода, Ом·м;

f_cf - коэффициент разрушения покрытия на конец срока эксплуатации;

i_cm - плотность защитного тока, А/м²;

E_P - минимальный защитный потенциал, В;

- расчетное значение защитного потенциала для протекторных установок, В.

6.3.9 Расчетное значение защитного потенциала для протекторных установок принимают равным минус 0,95 В. Удельное сопротивление материала трубопровода, минимальный защитный потенциал, коэффициент разрушения покрытия на конец срока эксплуатации и расчетную плотность тока определяют согласно 6.3.2 - 6.3.7.

Минимальные значения констант a и b для расчета коэффициентов разрушения защитных покрытий трубопроводов приведены в таблице А.1.