Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от электрохимической коррозии

4 ВЗАМЕН «Инструкции по защите городских подземных трубопроводов от электрохимической коррозии», утвержденной ВО «Росстройгазификация» при Совете Министров РСФСР 06.12.1989 г.

УТВЕРЖДЕНО Заместителем Министра энергетики Российской Федерации Г.С.Устюжаниным 29 декабря 2001 г.

     1.1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящий Руководящий документ (РД) распространяется на защиту от коррозии при проектировании, строительстве, реконструкции, эксплуатации и ремонте стальных трубопроводов (кроме газопроводов с давлением газа более 1,2 МПа и теплопроводов), прокладываемых в пределах территории городов и населенных пунктов, промышленных предприятий, а также межпоселковых трубопроводов.

РД устанавливает нормы и требования к:

• проектированию, применению, порядку и организации проведения противокоррозионных мероприятий, относящихся к:

• защитным изоляционным покрытиям на подземных трубопроводах и резервуарах;

• электрохимической защите подземных трубопроводов и резервуаров;

• определению коррозионной агрессивности грунтов;

• контролю качества изоляционных покрытий;

• измерениям на подземных стальных трубопроводах;

• обеспечению промышленной, экологической безопасности и охране труда.

Настоящий РД обязывает организации, осуществляющие проектирование, строительство и эксплуатацию городских подземных трубопроводов и резервуаров, организовать разработку новых или корректировку действующих технических условий, регламентов, инструкций и другой документации в части защиты сооружений от коррозии.

С выходом в свет настоящего РД действие «Инструкции по защите городских подземных трубопроводов от электрохимической коррозии», утвержденной ВО «Росстройгазификация» при СМ РСФСР в декабре 1989 г., прекращается.

     1.2 НОРМАТИВНЫЕ И ДРУГИЕ ССЫЛКИ

В настоящем РД использованы ссылки на нормативные документы, приведенные в Приложении А. Ссылки на другие научно-технические документы и материалы приведены в Приложении Б (Библиография).

     1.3 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

     В настоящем РД применены термины и определения, приведенные в Приложении В.

     1.4 ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ

В настоящем РД используются сокращения, приведенные в Приложении Г.

     2.1 ПОРЯДОК И ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ЗАЩИТНЫХ МЕРОПРИЯТИЙ

2.1.1 Все организации, выполняющие работы по проектированию, строительству, реконструкции, эксплуатации и ремонту стальных трубопроводов, на которые распространяется действие настоящей Инструкции, должны иметь соответствующие лицензии.

2.1.2 Все подземные стальные трубопроводы, укладываемые непосредственно в грунт, должны быть защищены в соответствии с ГОСТ 9.602-89*.

2.1.3 В грунтах низкой и средней коррозионной агрессивности при отсутствии блуждающих токов стальные трубопроводы должны быть защищены изоляционными покрытиями «весьма усиленного типа» (допускается применение покрытий из экструдированного полиэтилена «усиленного типа» с обязательным применением электрохимической защиты (ЭХЗ)); в грунтах высокой коррозионной агрессивности или при наличии опасного влияния блуждающих токов — защитными покрытиями «весьма усиленного типа» с обязательным применением средств ЭХЗ.

2.1.4 Мероприятия по защите трубопроводов от коррозии должны быть предусмотрены проектом защиты, который разрабатывается одновременно с проектом строительства или реконструкции трубопровода.

2.1.5 Проект защиты разрабатывается на основании данных о коррозионной агрессивности грунтов и о наличии блуждающих токов. Указанные данные могут быть получены в результате изысканий, выполненных организацией, разрабатывающей проект, либо специализированной организацией, привлекаемой на субподрядных началах. Данные о коррозионной агрессивности грунтов могут быть предоставлены заказчиком. Проектирование защиты должно осуществляться на основе технических условий, выдаваемых предприятием по защите от коррозии или организациями, осуществляющими эксплуатацию трубопроводов. Для действующих трубопроводов основанием для проектирования защиты может являться также наличие коррозионных повреждений на трубопроводах.

2.1.6 Все виды защиты от коррозии, предусмотренные проектом, должны быть введены в действие до сдачи подземных трубопроводов в эксплуатацию. Для подземных стальных трубопроводов в зонах опасного влияния блуждающих токов ЭХЗ должна быть введена в действие не позднее 1 месяца, а в остальных случаях не позднее 6 месяцев после укладки трубопровода в грунт.

2.1.8 Подразделение по защите от коррозии должно иметь постоянный штат сотрудников и техническое оснащение специальными контрольно-измерительными приборами и аппаратурой, необходимыми для электрических измерений в полевых и лабораторных условиях в соответствии с данной Инструкцией.

2.1.9 Мероприятия по ограничению утечки токов в землю осуществляют организации и предприятия, в ведении которых находятся действующие, реконструируемые и строящиеся сооружения, являющиеся источниками блуждающих токов. В частности, требования к сооружениям, конструкциям и устройствам железных дорог по ограничению утечки тяговых токов содержатся в «Инструкции по защите железнодорожных подземных сооружений от коррозии блуждающими токами» (МПС РФ, 1999 г.).

2.1.11 Оборудование и приборы, применяемые при защите подземных трубопроводов, должны быть сертифицированы в установленном порядке.

2.2 КРИТЕРИИ ОПАСНОСТИ КОРРОЗИИ ПОДЗЕМНЫХ СТАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ. ВЫБОР СПОСОБОВ ЗАЩИТЫ ОТ КОРРОЗИИ

2.2.2 Опасным влиянием блуждающего постоянного тока на подземные стальные трубопроводы является наличие изменяющегося по знаку и по величине смещения потенциала трубопровода по отношению к его стационарному потенциалу (знакопеременная зона) или наличие только положительного смещения потенциала, как правило, изменяющегося по величине (анодная зона). Для проектируемых трубопроводов опасным считается наличие блуждающих токов в земле.

2.2.3 Опасное воздействие переменного тока на стальные трубопроводы характеризуется смещением среднего потенциала трубопровода в отрицательную сторону не менее, чем на 10 мВ, по отношению к стационарному потенциалу, либо наличием переменного тока плотностью более 1 мА/см (10 А/м) на вспомогательном электроде.

2.2.6 Катодная поляризация подземных стальных трубопроводов, по которым транспортируются нагретые выше 20 °С среды, должна осуществляться таким образом, чтобы средние значения поляризационных потенциалов стали находились в пределах от — 0,95 В до — 1,15 В.

2.2.8 При защите подземных стальных трубопроводов в грунтах высокой коррозионной агрессивности при одновременном опасном влиянии блуждающих токов средние значения поляризационных потенциалов или суммарных потенциалов должны находиться в пределах, указанных в пункте 2.2.5. Измеряемые значения потенциалов по абсолютной величине должны быть не менее значения стационарного потенциала.

2.2.9 Защита стальных подземных трубопроводов от коррозии, вызываемой блуждающими токами от электрифицированного на переменном токе транспорта, а также переменными токами, индуцированными от высоковольтных линий электропередач, осуществляется в опасных зонах независимо от коррозионной агрессивности грунтов путем катодной поляризации. Катодная поляризация должна осуществляться таким образом, чтобы средние значения поляризационных потенциалов находились в пределах от — 0,90 В до — 1,15 В или суммарных потенциалов — от — 0,95 В до — 2,5 В для трубопроводов с мастичными и ленточными покрытиями и от — 0,95 В до — 3,5 В для трубопроводов с покрытием экструдированным полиэтиленом.

     2.3 ИЗМЕРЕНИЯ НА ПОДЗЕМНЫХ СТАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДАХ

2.3.2 Измерения по определению опасности коррозии выполняются при проектировании ЭХЗ на вновь строящихся и реконструируемых трубопроводах, при обследовании эксплуатируемых трубопроводов, не оборудованных ЭХЗ.

2.3.3 Измерения по определению эффективности ЭХЗ и степени защищенности подземных трубопроводов проводятся при опытном опробовании проектируемой защиты, приемке ее в эксплуатацию, при контроле состояния противокоррозионной защиты трубопроводов, находящихся в эксплуатации.

2.3.4 Измерения по определению качества изоляционных покрытий проводятся при приемке подземных трубопроводов и при периодическом приборном контроле действующих трубопроводов.

2.3.5 Измерения по оценке опасности коррозии включают: определение коррозионной агрессивности грунта, определение наличия блуждающих токов в земле, выявление анодных и знакопеременных зон на подземных трубопроводах, определение степени влияния переменного тока.

2.3.7 Определение степени защищенности подземных трубопроводов состоит в оценке отношения протяженности защитных зон к общей длине участков, требующих защиты.

2.3.9 Результаты измерений оформляются соответствующими протоколами. Протоколы и данные измерений могут храниться на электронных носителях информации.

     3.1 ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

3.1.1 Работы по нанесению изоляционных покрытий на трубы должны осуществляться в базовых условиях на механизированных линиях изоляции в соответствии с Технологическим регламентом (или Технологической инструкцией), разработанным для каждого типа покрытия и согласованным в установленном порядке. Качество покрытия труб должно соответствовать требованиям Технических условий на каждый вид покрытия.

3.1.2 Изоляционные работы в трассовых условиях допускается выполнять ручным способом: при изоляции резервуаров, при изоляции сварных стыков и мелких фасонных частей, исправлении повреждений покрытия (не более 10% от площади трубы), возникших при транспортировании труб, а также при ремонте трубопроводов. При устранении повреждений заводской изоляции на месте укладки газопровода должно быть обеспечено соблюдение технологии и технических возможностей нанесения покрытия и контроль его качества. Все работы по ремонту изоляционного покрытия должны быть отражены в паспорте газопровода.

3.1.3 В качестве основных материалов для формирования защитных покрытий рекомендуются: полиэтилен, полиэтиленовые липкие ленты, термоусаживающиеся полиэтиленовые ленты, битумные и битумно-полимерные мастики, наплавляемые битумно-полимерные материалы, рулонные мастично-ленточные материалы, композиции на основе хлорсульфированного полиэтилена, полиэфирных смол и полиуретанов.

3.1.4 Применяемые материалы и покрытия на их основе должны соответствовать требованиям Технических условий и иметь сертификаты качества или технические паспорта. Возможность применения импортных материалов для защитных покрытий допускается при их соответствии требованиям ГОСТ 9.602-89* и наличии разрешения, оформленного в установленном порядке. Технология нанесения защитных покрытий из импортных материалов должна соответствовать требованиям фирмы — изготовителя этих материалов.

3.1.5 Вновь разрабатываемые материалы для защитных покрытий и их конструкции вводятся в практику строительства и ремонта трубопроводов в соответствии с требованиями нормативно-технической документации, согласованной с головной организацией по защите от коррозии подземных металлических сооружений — разработчиком ГОСТ 9.602-89* и утвержденной в установленном порядке.

3.1.6 При выполнении работ по изоляции труб в базовых условиях, резервуаров, а также в процессе нанесения покрытий на сварные стыковые соединения трубопроводов, при ремонте мест повреждений покрытий должен проводиться контроль качества подготовки и праймирования поверхности, толщины, адгезии и диэлектрической сплошности покрытий.

3.1.7 Качество работ по очистке, праймированию поверхности и нанесению покрытий на трубы, выполняемых в заводских условиях и на производственных базах строительно-монтажных организаций, проверяет и принимает отдел технического контроля или лаборатория предприятия. Проверку качества изоляционных работ на трассе должны осуществлять инженерно-технические работники строительно-монтажной организации, выполняющей изоляционные работы, а также технический надзор заказчика или организации, эксплуатирующей трубопроводы.

3.1.8 Состав изоляционных мастик, дозировку компонентов, температурно-временной режим их приготовления контролируют специалисты лаборатории трубоизоляционных цехов. Контрольные пробы мастик с целью определения температуры размягчения, растяжимости и пенетрации мастики (глубину проникновения иглы) отбирают по одной от каждой партии не реже одного раза в день.

3.1.9 Качество защитного покрытия сваренного в нитку трубопровода из труб с заводской или базовой изоляцией контролируют перед укладкой в траншею путем измерения толщины, адгезии к металлу и проверки диэлектрической сплошности покрытия.

3.1.12 Сплошность покрытий труб в базовых и заводских условиях контролируют на всей поверхности приборным методом с помощью искрового дефектоскопа при напряжении 4,0 или 5,0 кВ на 1 мм толщины покрытия (в зависимости от материала покрытия) после окончания процесса изоляции труб, а также на трассе после ремонта покрытий трубопроводов, изоляции стыков и резервуаров.

3.1.13 Дефектные места, а также сквозные повреждения защитного покрытия, выявленные во время проверки его качества, должны быть исправлены до засыпки трубопровода. При ремонте должна быть обеспечена однотипность, монолитность и сплошность защитного покрытия; после исправления отремонтированные места подлежат вторичной проверке.

3.1.14 Проверку защитного покрытия после засыпки трубопровода на отсутствие внешних повреждений, создающих непосредственный электрический контакт между металлом труб и грунтом, производят приборами типа АНТПИ, ИПИТ-2, КАОДИ, ТИСПИ-03 и др. в соответствии со специальной инструкцией к прибору.

     3.2 ПОКРЫТИЯ ИЗ ЭКСТРУДИРОВАННОГО ПОЛИЭТИЛЕНА

3.2.1 Наиболее прогрессивным покрытием для трубопроводов диаметром от 57 до 2020 мм является покрытие из экструдированного полиэтилена, нанесенное на трубы по жесткому адгезиву в базовых условиях.

3.2.4 При экструзионном нанесении покрытия используют гранулированный полиэтилен высокого и низкого давления и его сополимеры. При этом в конструкции покрытия обязательно предусматривается подклеивающий слой (адгезив).

3.2.5 В качестве адгезива должны применяться сополимеры этилена с эфирами акриловой кислоты, адгезионно-активные композиции на основе сэвилена марки 113-27 (ТУ РБ 04643628.059-98) либо 113-51 (ТУ 6-04643628-01-93).

3.2.6 Для нанесения основного слоя покрытия могут быть использованы термо- и светостабилизированные композиции полиэтилена высокого давления, изготовленные на основе базовых марок 10203-003, 10404-003, 15303-003 (ГОСТ 16337-77*) в соответствии с рецептурами 09, 10, 12, 14, 97-100, или композиции полиэтилена для кабельной промышленности марок 153-10К, 102-10К по ГОСТ 16336-77, или другие композиции полиэтилена, обеспечивающие получение покрытия с показателями свойств, отвечающими требованиям табл.3.2.2.

3.2.7 При изоляции методом экструзии трубы по рольгангу проходят через сушильную печь для удаления с их поверхности влаги и поступают в камеру дробеметной или дробеструйной очистки.

3.2.8 Для нагрева до температуры 170-200 °С трубы поступают в проходную газовую печь или проходят через кольцевой высокочастотный индуктор.

3.2.9 При нанесении полиэтиленового покрытия методом поперечного экструдирования, на трубы, совершающие равномерное вращательно-поступательное движение, через щелевую головку первого экструдера поступает лента клеевого слоя (адгезива) толщиной 0,25-0,4 и шириной 100-250 мм.

3.2.10 Поверх клеевого слоя из второго экструдера большей мощности также через щелевую головку наносится в несколько слоев основное покрытие из термо- и светостабилизированного полиэтилена.

3.2.11 Температура изоляционных материалов на выходе из щелевых головок экструдеров составляет 180-240 °С. Толщина полиэтиленового покрытия регулируется количеством слоев навиваемой ленты, выходящей из головки экструдера, что регулируется частотой вращения трубы и скоростью осевого перемещения труб по рольгангу. Толщина ленты полиэтилена, выходящей из головки экструдера, должна составлять от 0,5 до 0,8 мм.

3.2.12 Для уплотнения полиэтиленового покрытия используется прижимной валик с фторопластовой оболочкой, который обеспечивает монолитность покрытия и выравнивает его поверхность.

3.2.13 Покрытие методом продольной экструзии «чулком» для труб диаметром до 500 мм наносится с помощью кольцевой двухщелевой головки, подача изоляционных материалов в которую обеспечивается двумя или тремя экструдерами в зависимости от диаметра труб и производительности изоляционной установки.

3.2.14 Температурный режим работы экструдеров и кольцевой головки аналогичен режиму нанесения покрытия методом поперечного экструдирования. Для обеспечения оптимальных условий формирования адгезионной связи между клеевым слоем (адгезивом) и поверхностью трубы применяется вакуумирование головки.

3.2.15 После нанесения полиэтиленового покрытия его охлаждают до 60-70 °С, орошая трубы холодной водой. Далее охлажденные трубы поступают на участок контроля качества покрытия.

     3.3 ПОКРЫТИЯ ИЗ ЭКСТРУДИРОВАННОГО ПОЛИПРОПИЛЕНА

3.3.4 В качестве клеевого подслоя покрытия применяется композиция типа POLYPROPLENE BB125E фирмы BOREALIS или другие импортные и отечественные полимерные клеевые композиции, обеспечивающие получение защитного покрытия с показателями свойств, отвечающими требованиям НТД, утвержденной в установленном порядке.

3.3.5 В качестве наружного защитного слоя покрытия применяется композиция полипропилена типа POLYPROPYLENE ВВ108Е-1199 фирмы BOREALIS или другие импортные и отечественные композиции полипропилена, обеспечивающие получение защитного покрытия с показателями свойств, отвечающими требованиям НТД.

     3.4 ПОКРЫТИЯ ИЗ ПОЛИМЕРНЫХ ЛИПКИХ ЛЕНТ

3.4.1 Для изготовления ленточных покрытий применяются полиэтиленовые липкие ленты типа Полилен и битумно-полимерные грунтовки типа НК-50 (ТУ 5775-001-12978559-94) или П-001 (ТУ 102-612-92).

3.4.2 Структура покрытия весьма усиленного типа включает два слоя полиэтиленовой липкой ленты толщиной 0,63 мм (либо 3 слоя ленты толщиной 0,45 мм), нанесенной по специальной битумно-полимерной грунтовке, и наружную обертку из оберточной полиэтиленовой ленты с липким слоем. Общая толщина защитного покрытия, включая обертку, должна быть не менее 1,8 мм (ТУ 4859-001-11775856-95).

3.4.5 Покрытие из полиэтиленовых липких лент отечественного и зарубежного производства наносится в базовых условиях на трубы диаметром от 45 до 530 мм. Нанесение покрытия осуществляется на механизированных поточных линиях, включающих узел очистки поверхности труб, камеру нанесения и сушки грунтовки, узлы намотки ленты и обертки.

3.4.6 Адгезию покрытия из полимерных липких лент определяют через сутки после их нанесения при температуре 20±5 °С.

      3.5 КОМБИНИРОВАННОЕ ЛЕНТОЧНО-ПОЛИЭТИЛЕНОВОЕ ПОКРЫТИЕ

3.5.3 Нанесение покрытия осуществляется на механизированной линии с приводными ролико-опорами, оснащенной узлом щеточной или иглофрезерной очистки, модернизированной камерой нанесения и сушки грунтовки, узлом для навивки ленты, снабженным пневмоторможением, экструдером с плоско-щелевой головкой для нанесения защитного слоя из экструдированного полиэтилена и камерой водяного охлаждения сформированного покрытия.

     3.6 ПОКРЫТИЯ НА ОСНОВЕ БИТУМНЫХ МАСТИК

3.6.3 Для приготовления битумной грунтовки (праймера) применяют нетоксичные нефтяные растворители, обеспечивающие быстрое высыхание грунтовки на металлической поверхности до «отлипа» и адгезию мастичного покрытия к металлу.

3.6.4 Для приготовления битумного праймера нужное количество соответствующего битума, преимущественно марки БНИ-IV (ГОСТ 9812-74), расплавляют, обезвоживают и охлаждают до температуры 70 °С. Затем в бак наливают необходимое количество растворителя, в который (а не наоборот) при непрерывном перемешивании деревянной лопастью вливают небольшими порциями битум. Соотношение битума и растворителя должно быть 1:3 по объему или 1:2 по массе. Битумный праймер считается готовым, если в нем после смешивания нет комков битума.

3.6.6 Мастики изготавливаются на стационарном технологическом оборудовании в заводских условиях. Битумно-атактическая мастика может быть изготовлена в условиях трубоизоляционной базы в специальных битумо-варочных котлах, оснащенных механическими мешалками. Изготовление мастик и нанесение их на трубы должно производиться в соответствии с технологическим регламентом, разработанным в установленном порядке.

3.6.7 Для приготовления мастики битум БНИ-IV освобождают от тары и кусками загружают в котел на 3/4 его вместимости. Перед загрузкой котел должен быть тщательно очищен. Загруженный битум нагревают при температуре 140-150 °С до полного расплавления.

3.6.8 В случае интенсивного вспенивания для его прекращения в битум добавляют низкомолекулярный силоксановый каучук СКТН-1 из расчета 2 г на 1 т массы или пеногаситель ПМС-200 в той же пропорции.

3.6.9 После полного обезвоживания при температуре 170-180 °C в битум при непрерывном перемешивании добавляют атактический полипропилен (ТУ 6-05-1902-81 и ТУ 6-05-131-2-88) или модификатор битумных мастик типа ТС-3 (ТУ 9400-001-26503804-96) в количестве не более 5%.

3.6.10 Для получения однородной, без комков и включений мастики необходимо ее интенсивное перемешивание в процессе изготовления.

3.6.11 При применении в качестве наполнителя атактического полипропилена последний следует добавлять в расплавленный и обезвоженный битум порциями не более 10-15 кг или добавлять его в расплавленном виде.

3.6.14 Для повышения механической прочности покрытий из мастик в их конструкцию должны входить слои из армирующих материалов.

3.6.15 В качестве армирующих материалов для мастичных битумных покрытий применяют стеклохолсты ВВ-К, ВВ-Г, нетканое полимерное полотно марки С1.100.80-04 (ТУ 8390-007-05283280-96) либо С-050-103 (ТУ 8390-002-46353927-99), стеклосетка Э(с)4-40. Допускается применять стеклохолсты других марок, соответствующие основным показателям, установленным в нормативно-технической документации на ВВ-К и ВВ-Г.

3.6.17 При нанесении покрытий необходимо выполнять качественную очистку и праймирование поверхности труб, а также соблюдать температурный режим в процессе изготовления мастики и нанесения ее на трубы. Толщина наносимого мастичного изоляционного слоя, сплошность и прилипаемость его, степень пропитки армирующих материалов зависят от вязкости мастики, регулируемой изменением температуры в ванне.

3.6.18 Покрытия на основе битумных мастик наносятся на трубы в базовых условиях на механизированных линиях изоляции, включающих печь сушки труб, узел щеточной очистки поверхности труб, камеру нанесения и сушки грунтовки, битумную ванну и бобинодержатели для армирующих и оберточных материалов, узел водяного охлаждения покрытия.

3.6.19 Трубы продвигаются по линии по ролико-опорам и имеют поступательно-вращательное движение.

3.6.20 Трубы высушивают при помощи специальной проходной печи или в помещении естественной сушкой на стеллажах-накопителях.

3.6.21 Поверхность труб очищают механическим способом с помощью вращающихся проволочных щеток.

3.6.22 На механизированных линиях праймер наносят на сухую поверхность труб сразу после их очистки путем полива из расходной емкости и растирания специальным полотенцем, а в полевых условиях — с помощью кистей, мягкой ветоши и полотенец.

3.6.25 Мастику наносят по периметру и длине трубы ровным слоем заданной толщины без пузырей и посторонних включений.

3.6.26 Слои армирующей обмотки и наружная обертка из бумаги должны накладываться на горячую мастику по спирали с нахлестом и определенным натяжением, исключающим пустоты, складки и обеспечивающим непрерывность слоя мастики и необходимую толщину защитного покрытия.

        3.6.27 При нанесении мастичных покрытий на трубы должны быть оставлены неизолированными концы труб длиной 100-150 мм для труб диаметром 57-219 мм; 150—
200 мм для труб диаметром 219 мм и более.

      3.7 КОМБИНИРОВАННЫЕ МАСТИЧНО-ЛЕНТОЧНЫЕ ПОКРЫТИЯ

3.7.4 Покрытие типа ПАЛТ наносится на трубопроводы в процессе строительства или ремонта по очищенной щетками и загрунтованной поверхности. Мастичная композиция перед нанесением должна быть нагрета до температуры 130-140 °С и нанесена ровным слоем по всей поверхности трубы. Для достижения толщины мастичного слоя, равной 4,0 мм, покрытие армируют стеклосеткой. Поверх горячего мастичного слоя должна быть нанесена по спирали с нахлестом не менее 25 мм термоусаживающаяся лента ДРЛ (без адгезионного слоя) толщиной 0,8 мм (ТУ 2245-003-46541379-98) или 40-ЛИ-У 70 (ТУ 2245-018-16802026-98).

3.7.7 Покрытие из битумно-полимерных лент наносится на трубопроводы в процессе строительства или ремонта по очищенной щетками и покрытой битумным праймером стальной поверхности. Битумный праймер перед нанесением ленты может быть подсушен для ускоренного формирования адгезии. Применение праймеров П-001, НК-50 и других, применяемых под липкие ленты, категорически запрещается. Перед нанесением на трубу мастичный слой ленты должен быть подплавлен пламенем газовой горелки или паяльной лампы. При нанесении на изолируемую поверхность лента должна быть плотно прижата (прикатана) к трубе.

     3.8 ТЕХНОЛОГИЯ ПРОИЗВОДСТВА И ПРИЕМКИ РАБОТ ПО ИЗОЛЯЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ СУГ

          
Требования к применяемым материалам и структуре покрытия

3.8.1 Для подземных стальных резервуаров должны применяться защитные покрытия весьма усиленного типа на основе рулонного наплавляемого материала типа Изопласт-П или битумных мастик. Наиболее перспективным для изоляции СУГ является рулонный наплавляемый битумно-полимерный материал Изопласт-П.

3.8.3 Покрытие резервуаров СУГ объемом до 200 м должно состоять из слоя битумного праймера и двух слоев рулонного битумно-полимерного материала Изопласт-П марки ЭПП-4,0. Функцию обертки выполняет полиэтиленовая пленка, нанесенная на рулонный материал. Общая толщина покрытия должна быть не менее 8,0 мм.

3.8.7 Для праймирования поверхности резервуаров СУГ необходимо использовать битумный праймер, который приготавливают из битума БНИ-IV и бензина в условиях заготовительных мастерских.

3.8.8 Формирование защитного покрытия на резервуарах СУГ необходимо осуществлять методом наклеивания раскроенного полотна Изопласта-П, подплавленного с внутренней стороны. Подплавление Изопласта-П производят пламенем пропановой горелки, не допуская возгорания и стекания расплавленной мастики. Признаком того, что мастика достаточно расплавлена, чтобы обеспечить требуемую прилипаемость к запраймированной поверхности, является образование валика подплавленной мастики на поверхности рулонного материала.

3.8.10 Завершать обклеечные работы по периметру резервуара необходимо в верхней его части, наклеивая полотнище Изопласта-П таким образом, чтобы одна его половина попадала на правую сторону резервуара, другая — на левую, и при этом обеспечивался требуемый нахлест на ниже приклеенный ярус материала.

3.8.11 Чтобы исключить образование пустот и пазух в местах нахлеста одного слоя материала на другой, необходимо сразу же после прикатки произвести шпаклевку кромок покрытия выступившей из-под рулонного материала подплавленной мастикой.

3.8.12 Наклейка полотнищ Изопласта-П по направлению «вдоль резервуара» должна осуществляться «встык». Для герметизации стыковочный шов нагревают горелкой и зашпаклевывают подплавленной мастикой.

3.8.13 К выполнению работ по нанесению второго слоя покрытия приступают после того, как удостоверились в правильном нанесении первого слоя: кромки полотна в нахлесте зашпаклеваны; вертикальные стыковочные швы не разошлись, хорошо прошпаклеваны; материал приклеен к поверхности без пустот, гофр и вздутий.

3.8.15 Контроль качества сформированного покрытия осуществляют после того, как его температура снизится до температуры окружающего воздуха, но не менее чем через 6 часов после его нанесения.

      3.9 ИЗОЛЯЦИЯ ФАСОННЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ТРУБОПРОВОДОВ В БАЗОВЫХ УСЛОВИЯХ

3.9.1 Для изоляции фасонных элементов (цокольных выводов, углов поворотов, колен, конденсатосборников и др.) подземных трубопроводов следует применять покрытия ПАП-М105 и Полур. Допускается применять другие виды покрытий, не уступающие по качеству названным.

3.9.3 Покрытие Полур (ТУ 2296-034-17187505-00) формируется на основе полиуретановых композиций, представляющих собой двухкомпонентные отверждающиеся системы на основе полиуретана и технологических добавок. Характеристики покрытия Полур весьма усиленного типа приведены в табл.3.9.1.

3.9.4 Покрытия, приведенные в табл.3.9.1, наносятся на фасонные элементы трубопроводов в условиях трубоизоляционных баз или механических мастерских согласно специально разработанным и утвержденным в установленном порядке Технологическим инструкциям на каждый вид покрытия. Названные покрытия допускается наносить в трассовых условиях при соблюдении технологических параметров нанесения и отверждения покрытий, а также контроля качества применяемых композиций и нанесенного покрытия.

     3.10 ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ НА МЕСТАХ СТРОИТЕЛЬСТВА ПОДЗЕМНЫХ СООРУЖЕНИЙ

3.10.1 Проведение работ по изоляции сварных стыков, мест врезок, углов поворотов, мелких фасонных частей, а также резервуаров СУГ ручным способом в трассовых условиях во время дождя и снегопада допускается только при условии защиты изолируемой поверхности от попадания влаги. При температуре воздуха ниже минус 25 °С проведение изоляционных работ запрещается.

3.10.2 Сварные стыки труб, фасонные части (гидрозатворы, конденсатосборники, колена и др.), а также места повреждений защитного покрытия изолируют в трассовых условиях, по возможности теми же материалами, что и трубопроводы, или другими, по своим защитным свойствам не уступающими покрытию линейной части трубы и сочетающимися с покрытием трубопровода.

3.10.4 Наиболее близким по качеству к покрытию из экструдированного полиэтилена является покрытие стыка, сформированное в трассовых условиях из термоусаживающихся лент с применением специального оборудования и приспособлений (пескоструйная установка или шлифмашинка, газовые баллоны с горелками, прикаточные валики и др.).

3.10.8 Нагрев зоны сварного стыка до необходимой температуры (130-140 °С) производят ручными газовыми горелками различных конструкций. Газовая горелка должна обеспечивать получение факела не коптящего пламени длиной не менее 300 мм и шириной до 100 мм. Контроль температуры нагрева стыка в разных точках осуществляют пробным контактом полоски ленты, прикладываемой к поверхности разогретого стыка подклеивающим слоем. Если подклеивающий слой ленты при контакте с металлом трубы быстро плавится и прилипает к стальной поверхности, температура стыка достаточная для формирования покрытия из термоусаживающейся ленты. При нагреве стыка до указанной выше температуры металл приобретает сизоватый цвет.

3.10.9 Края примыкающего к стыку покрытия также должны быть нагреты мягким пламенем горелки до 90-100 °С, полиэтилен при этом может слегка размягчиться.

3.10.12 Для изоляции стыков и ремонта мест повреждений полимерных покрытий трубопроводов (из экструдированного полиэтилена, из полиэтиленовых липких лент и др.) могут применяться полиэтиленовые липкие ленты типа Полилен 40-ЛИ-45 и полимерно-битумные ленты типа ЛИТКОР.

3.10.14 Качественное выполнение работ при ручном нанесении ленточного покрытия на стык возможно лишь при температуре окружающего воздуха не ниже +10 °С, т.е. в теплое время года, и при использовании полиэтиленовых лент толщиной не более 0,45 мм.

3.10.15 Качество покрытия стыка из полиэтиленовых липких лент должно соответствовать требованиям ТУ 4869-001-11775856-95 «Трубы стальные с покрытием из полиэтиленовых липких лент». Структура покрытия весьма усиленного типа должна включать три слоя изоляционной ленты 40-ЛИ-45 и слой оберточной ленты типа Полилен-ОБ. Общая толщина покрытия должна составлять не менее 1,8 мм.

3.10.17 Нанесение изоляционной ленты на стык должно осуществляться по подсохшей «до отлипа» грунтовке, причем грунтовка должна наноситься не только на околошовную зону сварного стыка, но и на примыкающее к стыку полиэтиленовое покрытие. Грунтовка должна наноситься равномерным слоем, особое внимание необходимо уделять равномерности нанесения грунтовки на нижнюю образующую стыка трубопровода. Не допускается наличие пропусков грунтовки по поверхности. Расход грунтовки — 80 г/м.

3.10.18 На стык, изолированный полимерной липкой лентой, должны наносить защитную полимерную обертку в один слой с нахлестом витков 22,5 см.

3.10.19 Качество нанесенного на стык покрытия должно соответствовать требованиям табл.3.4.1 (п.3.4.3).

3.10.20 Засыпку газопровода грунтом необходимо осуществлять только после формирования адгезии ленточного покрытия к трубе (не менее чем через сутки).

3.10.21 Универсальным материалом для изоляции стыков и ремонта мест повреждений покрытий из экструдированного полиэтилена, а также из полиэтиленовых липких лент является полимерно-битумная лента типа ЛИТКОР.

3.10.23 Ширина навиваемой полосы ленты типа ЛИТКОР при спиральной навивке должна быть не более 150 мм. Двухслойное покрытие формируется с одной бобины с нахлестом не менее 50%. Оберточную ленту наносят с нахлестом 15-20 мм. При изоляции углов поворота и мест врезок необходимо применять ленту типа ЛИТКОР шириной 70-85 мм.

3.10.33 Ремонту подлежат сквозные повреждения покрытия, а также участки, на которых зафиксировано снижение толщины вследствие продавливания покрытия (вмятины, задиры и т.п.). Поврежденные участки могут быть отремонтированы с применением наплавляемого рулонного битумно-полимерного материала типа Изопласт-П.

3.10.34 Отслоившееся мастичное покрытие в зоне сквозного дефекта должно быть удалено с трубы, а края оставляемого покрытия освобождены от бумаги, зачищены на конус в разогретом виде с применением ножа или металлического шпателя. Поверхность оголенного металла трубопровода на участках дефекта необходимо зачистить от ржавчины стальными проволочными щетками, высушить и запраймировать битумным праймером.

3.10.37 Для подплавления мастичного слоя ленты типа ЛИТКОР и Изопласта-П необходимо применять паяльные лампы либо газовые горелки, работающие от пропановых баллонов типа БП-3-50 емкостью 50 л, оснащенных регулятором давления (редуктором) типа БПО-5-3.

     3.11 СКЛАДИРОВАНИЕ И ТРАНСПОРТИРОВКА ИЗОЛИРОВАННЫХ ТРУБ И РЕЗЕРВУАРОВ СУГ

3.11.1 При складировании изолированных труб и резервуаров, а также их транспортировании к местам строительства следует принимать меры для предохранения защитного покрытия от повреждения и учитывать требования «Инструкции по хранению, погрузке, транспортировке и разгрузке изолированных труб» (Сборник руководящих материалов по защите городских подземных трубопроводов от коррозии. М., «Недра», 1987 г.).

3.11.3 Разгрузка изолированных труб на местах строительства трубопроводов должна производиться с применением мягких полотенец, капроновых кольцевых стропов или стальных стропов с торцевыми захватами.

3.11.4 Трубы с покрытием на трассе или строительной площадке должны укладываться на инвентарные прокладки, обеспечивающие сохранность покрытия. Укладывать изолированные трубы непосредственно на землю запрещается.

3.11.5 Участок трубопровода опускают в траншею при помощи мягких полотенец, плавно без ударов труб о стенки траншеи на постель из мягкого грунта. Освобождать полотенца из-под трубы следует без рывков после проверки правильности укладки трубопровода в траншею.

3.11.6 Транспортирование изолированных труб должно производиться в железнодорожных полувагонах или автомобильным транспортом, оборудованным турникетными кониками и комплектуемым прицепами-роспусками, на которых также установлены турникетные коники с резиновыми прокладками, предохраняющими покрытие от повреждений.

3.11.7 Размещение и крепление изолированных труб в полувагонах должно производиться в соответствии с требованиями «Технических условий погрузки и крепления грузов» МПС и действующей на предприятии — изготовителе документации, согласованной с МПС.

3.11.8 Погрузочно-разгрузочные работы и хранение труб и резервуаров СУГ должны производиться в условиях, предотвращающих повреждение покрытия. Сбрасывание труб и резервуаров с автомобилей при их разгрузке не допускается.

3.11.9 Допустимая температура окружающей среды при хранении, транспортировке, погрузке и разгрузке изолированных труб зависит от материала, из которого изготовлено покрытие, и отражена в ТУ на трубы с конкретным видом покрытия.

3.11.10 При длительном (более 0,5 года) хранении труб с покрытием и изолированных резервуаров СУГ рекомендуется не допускать попадания на них прямых солнечных лучей.

     3.12 СПЕЦИАЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ

3.12.1 К выполнению работ по нанесению на стыки трубопроводов покрытия из битумных мастик допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обучение и сдавшие экзамен в установленном порядке.

3.12.2 Каждый рабочий при допуске к работе получает Инструктаж по технике безопасности на рабочем месте с соответствующей распиской в журнале по проведению инструктажа.

3.12.3 Лица, работающие с оборудованием для подогрева изоляционных материалов (мастик, рулонных материалов) должны проходить обучение по программам пожарно-технического минимума со сдачей зачетов.

3.12.4 При выполнении работ по изоляции стыков и ремонту мест повреждений покрытия все работающие с горячими мастиками и грунтовками (праймером), содержащими токсичные и летучие огнеопасные вещества, должны быть проинструктированы об их свойствах и обучены безопасным методам и приемам работ по утвержденной на данном предприятии программе.

3.12.5 Рабочие, занятые приготовлением и нанесением мастичного слоя и праймера (грунтовки) должны работать в брезентовых рукавицах, фартуках и ботинках на толстой подошве.

3.12.6 При приготовлении праймера смешение битума с бензином должно производиться только деревянными мешалками на расстоянии не менее 10 м от места разогрева битума.

3.12.7 Емкости для хранения праймера должны иметь герметичные крышки. При вывинчивании пробок у бочек с праймером нельзя ударять молотком или другими металлическими предметами. Нельзя курить около емкостей и у мест приготовления и применения праймера.

3.12.8 Если в процессе работы был пролит бензин (или праймер), это место следует засыпать песком или землей. Воспламенившуюся мастику категорически запрещается тушить водой. Тушить ее следует, накрыв кошмой, песком, порошковыми или углекислотными огнетушителями.

3.12.9 При работе с наплавляемыми битумно-полимерными материалами следует соблюдать такие же меры безопасности, как при работе с расплавленными битумными мастиками: попадание их на кожу вызывает сильные и глубокие ожоги. По степени воздействия пары битума относятся к IV классу опасности.

3.12.12 При эксплуатации баллона с редуктором необходимо соблюдать Правила эксплуатации, изложенные в Паспорте на оборудование.

3.12.13 К месту работ баллоны должны доставляться на специальных тележках. Переноска баллонов на плечах и руках запрещается.

3.12.14 Баллоны с газом при хранении и эксплуатации должны быть защищены от действия солнечных лучей и других источников тепла. Расстояние от горелок (по горизонтали) до отдельных баллонов с пропаном должно быть не менее 5 м.

3.12.15 Паяльные лампы необходимо содержать в полной исправности и не реже 1 раза в месяц проверять их на прочность и герметичность. Каждая паяльная лампа должна иметь паспорт с результатами заводских гидроиспытаний.

3.12.16 Заправлять паяльные лампы горючим и разжигать их следует в специально отведенных для этих целей местах.

3.12.18 Хранение в одном помещении баллонов с пропаном, а также битума, растворителей и рулонных материалов не допускается.

3.12.19 Спецодежда лиц, работающих с растворителями, должна храниться в подвешенном виде в металлических шкафах.

3.12.20 В местах приготовления и хранения грунтовок, праймера и исходных материалов не допускается курение и применение открытого огня.

3.12.21 В случае загорания рулонных битумных материалов и растворителей необходимо использовать при тушении углекислотные огнетушители, песок. Использование воды при тушении не допускается.

     3.13 ПРИБОРЫ КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА ПОКРЫТИЙ ТРУБОПРОВОДОВ

3.13.1 Важнейшими параметрами противокоррозионных покрытий труб являются толщина, адгезия к поверхности трубы и физическая сплошность.

      4.1 ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЕ

     4.2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПАСНОСТИ КОРРОЗИИ

Определение коррозионной агрессивности грунтов

4.2.3 Измерение электрического сопротивления грунта производят по четырехэлектродной схеме (рис.4.2.1). Электроды размещают на поверхности земли на одной прямой линии, которая для проектируемого трубопровода должна совпадать с осью трассы, а для уложенного в землю — проходить перпендикулярно или параллельно ему на расстоянии 2-4 м от оси трубы. Измерения выполняют через каждые 100-200 м в период, когда на глубине заложения трубопровода отсутствует промерзание грунта.

Рис.4.2.

2 Схема электрических измерений для обнаружения блуждающих токов в земле

1 — медносульфатные электроды сравнения; 2 — изолированные проводники; — вольтметр; — расстояние между электродами сравнения.

Рис.4.2.

3 Переносной медносульфатный электрод сравнения

1 — корпус; 2 — стержень из красной меди; 3 — крышка для крепления стержня; 4 — наконечник проводника; 5 — контактный зажим; 6 — полость, заполняемая насыщенным раствором сульфата меди; 7 — нижняя крышка; 8 — пористое дно.

При сборке переносных медносульфатных электродов необходимо:

• очистить медный стержень от загрязнений и окисных пленок либо механически (наждачной бумагой), либо травлением азотной кислотой. После травления стержень тщательно промыть дистиллированной или кипяченой водой. Попадание кислот в сосуд электрода недопустимо;

• залить электрод насыщенным раствором чистого медного купороса в дистиллированной или кипяченой воде с добавлением кристаллов купороса. Заливать электроды следует за сутки до начала измерений. После заливки все электроды установить в один сосуд (стеклянный или эмалированный) с насыщенным раствором медного купороса так, чтобы пористое дно электродов было полностью погружено в раствор.

Рис.4.2.

4 Схема измерения смещения стационарного потенциала трубопровода под влиянием переменного тока

1 — трубопровод; 2 — датчик потенциала; 3 — переносный медносульфатный электрод сравнения; 4 — шурф; 5 — вольтметр постоянного тока; 6 — конденсатор; 7 — выключатель; 8 — амперметр переменного тока.

Измерения выполняют в такой последовательности:

Через 10 мин после установки ВЭ в грунт измеряют его стационарный потенциал относительно м.с.э.

Подключают ВЭ к трубопроводу по схеме рис.4.2.4 и через 10 мин снимают первое показание вольтметра. Следующие показания непрерывно записывают в память соответствующего измерительного прибора (например, ПКИ-02) или снимают через каждые 10 с не менее 10 мин.

Среднее смещение потенциала ВЭ за период измерений определяют по компьютерной программе (например, используемой при камеральной работе с прибором ПКИ-02) или по формуле:

, мВ,

где — сумма значений потенциала ВЭ, измеренных при подключении ВЭ к трубопроводу, мВ; — стационарный потенциал ВЭ, мВ; — общее число измерений.

Действие переменного тока признается опасным при среднем смещении потенциала в отрицательную сторону не менее, чем на 10 мВ, по отношению к стационарному потенциалу.

Результаты измерений оформляют в виде протокола (Приложение Л).

4.3.1 ЭХЗ стальных подземных сооружений следует применять в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602-89* и разд.4.2 настоящей Инструкции.

ЭХЗ стальных вставок длиной не более 10 м на полиэтиленовых газопроводах на линейной части и участков соединений полиэтиленовых газопроводов со стальными вводами в дома (при наличии на вводе электроизолирующих соединений) разрешается не предусматривать. При этом засыпка траншеи в той ее части, где проложена стальная вставка, по всей глубине заменяется на песчаную.

Стальные газопроводы, реконструируемые методом санации с помощью полимерных материалов, подлежат защите на общих основаниях.

Стальные газопроводы, реконструируемые методом протяжки полиэтиленовых труб, подлежат защите на тех участках, где стальная труба необходима как защитный футляр (под автомобильными, железными дорогами и др.).

Стальные футляры трубопроводов под автомобильными дорогами, железнодорожными и трамвайными путями при бестраншейной прокладке (прокол, продавливание и другие технологии, разрешенные к применению) должны быть, как правило, защищены средствами ЭХЗ, при прокладке открытым способом — изоляционными покрытиями и ЭХЗ в соответствии с п.п.2.1.3, 2.2.5, 2.2.7-2.2.9. В качестве футляров рекомендуется использовать трубы с внутренним защитным покрытием. При защите трубы и футляра средствами ЭХЗ труба и футляр соединяются через регулируемую перемычку.

4.3.2 Основанием для проектирования ЭХЗ новых трубопроводов являются данные о коррозионной агрессивности грунтов и наличии блуждающих токов (разд.4.2 настоящей Инструкции). Основанием для проектирования ЭХЗ действующих трубопроводов являются данные о коррозионной агрессивности грунтов, наличии зон опасного влияния блуждающих постоянных токов и переменных токов (разд.4.2), а также о коррозионных повреждениях трубопроводов.

Указанные данные могут быть получены в результате изысканий организации — разработчика проекта подземных сооружений, либо специализированной организации, привлекаемой на субподрядных началах. Проектирование ЭХЗ должно осуществляться также на основе технических условий, выдаваемых специализированными предприятиями по защите от коррозии или организациями, эксплуатирующими трубопроводы.

4.3.6 При разработке проекта согласовывают:

• подключение установок ЭХЗ к сетям переменного тока — с организациями, эксплуатирующими эти сети;

• размещение самих установок и элементов системы ЭХЗ (анодных заземлителей, гальванических анодов (протекторов), воздушных и кабельных линий, контрольно-измерительных пунктов) — с держателями геофонда, землепользователями и организациями, эксплуатирующими смежные подземные сооружения;

• выполнение работ с выходом на проезжую часть в крупных городах — с местными управлениями дорожного хозяйства и ГИБДД.

4.3.7 Исходным для проектирования ЭХЗ новых сооружений является ситуационный план в масштабе 1:2000 (иногда 1:1000) проектируемых и существующих подземных сооружений, а для действующих сооружений — их ситуационный план с выделением тех сооружений, для которых проектируется ЭХЗ.

Во всех случаях на плане должны быть указаны: диаметры сооружений; рельсовые сети электрифицированного транспорта; действующие установки ЭХЗ; точки подключения к рельсовым путям отсасывающих кабелей и существующих дренажных установок; данные о коррозионной агрессивности грунтов и зонах блуждающих токов.

4.3.8 В соответствии со СНиП 11-01-95 «Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений» в состав проектной документации на ЭХЗ входят:

• ситуационный план по п.4.3.7;

• рабочие чертежи с согласованиями по п.4.3.6, включая рабочий план в масштабе 1:500;

• заключение специализированной организации о гидрогеологических условиях для проектирования глубинных заземлителей, включающее при необходимости геолого-геофизический разрез местности;

• спецификация оборудования;

• паспорт проекта;

• сметная документация;

• пояснительная записка.

Пояснительная записка содержит:

• основание для разработки проекта;

• характеристику защищаемых сооружений;

• сведения об источниках блуждающих токов;

• оценку коррозионной ситуации;

• обоснование выбора установок ЭХЗ (при отсутствии соответствующих указаний в технических условиях);

• количество и параметры установок ЭХЗ (сводная таблица);

• сведения о проведенных согласованиях и соответствии проекта требованиям ГОСТ, СНиП и другим нормативным документам;

• сведения о соответствии проекта рекомендациям по охране природы.

В паспорте проекта указываются его краткая техническая характеристика, состав проекта и технико-экономические показатели.

4.3.9 Проектом ЭХЗ должна быть предусмотрена установка стационарных контрольно-измерительных пунктов (КИПов) с интервалом не более 200 м в пределах поселения и не более 500 м вне пределов поселения.

В первую очередь такие КИПы устанавливаются:

• в пунктах подключения дренажного кабеля к трубопроводу;

• в концах заданных зон защиты;

• в местах максимального сближения трубопровода с анодным заземлителем.

Рекомендуется также установка КИПов:

• в местах пересечения трубопровода с рельсами электрифицированного транспорта;

• в местах пересечения трубопровода со смежными подземными сооружениями, не включенными в систему совместной ЭХЗ;

• у одного конца футляров длиной не более 20 м и у обоих концов футляров длиной более 20 м.

4.3.10 Сборочный чертеж КИПа на трубопроводе приведен в Альбоме 2 МГНП 01-99 «Узлы и детали электрозащиты инженерных сетей от коррозии» (АО институт «МосгазНИИпроект», М.; 1999, стр.67). Стационарный КИП оборудован стационарным медносульфатным электродом сравнения длительного действия с датчиком потенциала (вспомогательным электродом — ВЭ), для чего используют электроды типа ЭНЕС, ЭСН-МС. Измерительная шина (или проводник) от трубопровода, проводники от электрода сравнения и датчика потенциала выведены под ковер или в фальшколодец (рис.4.3.1).

4.3.11 Для дополнительного контроля действия ЭХЗ рекомендуется предусматривать установку индикаторов общей и (или) локальной коррозии на участках трубопровода с высокой коррозионной агрессивностью грунта при одновременном опасном влиянии блуждающих токов. Наиболее целесообразна установка индикаторов на КУ и в КИПах на концах зон защиты. Индикаторы рекомендуется устанавливать также на участках, где применяется смягченный критерий защищенности по п.2.2.10.

Оценка опасности общей коррозии производится с помощью блока пластин-индикаторов (БПИ), а оценка опасности локальной коррозии — с помощью индикатора локальной коррозии (ИЛК) (Приложение О). В стационарных КИПах на электроде сравнения в качестве датчика потенциала (взамен датчика потенциала по п.4.3.10) может быть использован блок пластин-индикаторов.

4.3.13 Установку электроизолирующих соединений следует предусматривать:

• на входе и выходе трубопровода из земли (на участках перехода подземного трубопровода в надземный разрешается вместо установки электроизолирующих соединений применять электрическую изоляцию трубопроводов от опор и конструкций изолирующими прокладками);

• на входе и выходе газопроводов из ГРП (ШРП);

• на вводе трубопроводов в здания, где возможен их электрический контакт с землей через заземленные металлические конструкции, инженерные коммуникации здания и нулевой провод электропроводки здания;

• на вводе трубопровода на объект, являющийся источником блуждающих токов;

• для электрической изоляции отдельных участков трубопровода от остального трубопровода.

4.3.14 Выбор способа ЭХЗ осуществляют следующим образом.

Катодную защиту применяют при опасности почвенной коррозии, при одновременной опасности почвенной коррозии и коррозии блуждающими постоянными токами и переменными токами, при опасности коррозии только переменными токами, а также в зонах опасности только блуждающих постоянных токов, если включением дренажей не удается обеспечить защиту трубопроводов.

Защиту поляризованными или усиленными дренажами применяют при наличии опасности только блуждающих токов для соответствующих участков сближения защищаемого трубопровода с рельсовой сетью электрифицированных на постоянном токе железных дорог или трамвая при устойчивых отрицательных потенциалах рельсов (или знакопеременных потенциалах рельсов трамвая).

Гальваническая защита — защита гальваническими анодами (протекторами) может применяться:

• в грунтах с удельным сопротивлением не более 50 Ом·м для отдельных участков трубопроводов небольшой протяженности, не имеющих электрических контактов с другими сооружениями, при отсутствии опасности блуждающих токов или при наличии опасности блуждающих токов, если вызываемое ими среднее смещение потенциала от стационарного не превышает +0,3 В (с применением вентильных устройств); для участков трубопроводов, электрически отсеченных от общей сети изолирующими соединениями, а также в случаях, когда расчетные защитные токи относительно малы (например, А), или как дополнительное средство, когда действующие катодные станции не обеспечивают защиту отдельных участков-трубопроводов;

• для защиты трубопроводов сжиженного газа.

4.3.15 Основные требования к преобразователям для катодной защиты и электродренажам:

1. 1. Неавтоматические преобразователи для катодной и дренажной защиты должны иметь ручное плавное или ступенчатое регулирование выходных параметров по напряжению и току от 10 до 100% номинальных значений.

2. 2. Автоматические преобразователи для катодной и дренажной защиты должны обеспечивать стабильные потенциалы трубопроводов или токи защиты с погрешностью, не превышающей 2,5% от заданного значения.

3. 3. Коэффициент полезного действия преобразователей и усиленных электродренажей в номинальном режиме должен быть не менее 70%.

4. 4. Коэффициент мощности преобразователей и усиленных электродренажей в номинальном режиме должен быть не менее 0,7.

5. 5. Уровень шума, создаваемый средствами катодной и электродренажной защиты, применяемых в городах и населенных пунктах, на всех частотах не должен превышать 60 дБ.

6. 6. Технический ресурс преобразователей, усиленных и поляризованных электродренажей должен быть не менее 50000 ч.

7. 7. Все новые средства ЭХЗ (преобразователи, усиленные и поляризованные дренажи) должны быть подвергнуты эксплуатационным испытаниям не менее одного года на соответствие вышеприведенным требованиям независимой экспертной комиссией по программам, согласованным с потребителем.

8. 8. Коэффициент пульсации выходного напряжения преобразователей и усиленных дренажей определяется требованиями потребителя.

4.3.16 В качестве анодных заземлителей установок катодной защиты применяют железокремнистые, углеграфитовые, стальные и чугунные электроды, помещенные в большинстве случаев в коксовую засыпку.

Технико-экономический расчет анодных заземлений заключается в определении оптимальных конструктивных параметров и числа анодных заземлителей, обеспечивающих минимальные приведенные суммарные затраты (отнесенные к одному году эксплуатации).

Анодные заземлители следует размещать на максимально возможном удалении от защищаемого трубопровода и в грунтах с минимальным удельным электрическим сопротивлением ниже уровня их промерзания.

4.3.17 Для гальванической защиты подземных сооружений рекомендуется использовать магниевые аноды (протекторы), обладающие наиболее отрицательным потенциалом (см. табл.4.3.1).

Таблица 4.3.1

     
Технические данные магниевых гальванических анодов, упакованных с активатором

Следует применять аноды, упакованные с активатором, который предохраняет анод от пассивации, обеспечивает равномерное распределение защитного тока и более равномерное растворение анодов.

Располагать гальванические аноды рекомендуется на расстоянии не менее 4-5 м от трубопровода.

        4.3.18 В проектах ЭХЗ прямые нерегулируемые перемычки предусматриваются только для соединения металлических коммуникаций одинакового назначения.

В случае прокладки трубопроводов в одной траншее или в разных траншеях с разносом не более 5 м допускается предусматривать электроперемычки из изолированных стальных полос (с изоляцией не хуже изоляции газопровода). Разъемные соединения должны быть выведены под люк.

В случае расстояния между трубопроводами свыше 5 м электроперемычки следует предусматривать кабелем, имеющим общее сечение жил не менее 50 мм по меди. Присоединение кабелей к трубопроводам выполняется через контактные устройства.

Примечание:

При установке электроизолирующих соединений (ЭИС) на надземных участках газопроводов у ГРС, ГРП, ШРП следует устанавливать обводные электроперемычки, присоединяя их перед ЭИС на входе газопровода и после ЭИС на выходе газопровода. Сечение электроперемычек должно быть не менее 50 мм по меди (400 мм по стали). Если газопровод после ГРП (ШРП) выполняется надземным (по стенам, опорам, эстакадам), обводная электроперемычка не предусматривается.

В проектах совместной защиты различных подземных сооружений предусматривается система поляризованных (или вентильных) и регулируемых перемычек для подключения сооружений. Поляризованные и регулируемые электроперемычки применяются для включения в систему защиты сооружения, отличающегося от основного защищаемого сооружения продольной проводимостью и состоянием изоляционного покрытия, например, водопровода или теплопровода к электрозащитной установке или к газопроводу.

Проектирование ЭХЗ вновь прокладываемых трубопроводов

4.3.24 Расчет ЭХЗ сети трубопроводов может проводиться также на персональном компьютере по программе АРМ ЭХЗ-6П, основанной на решении общей математической задачи о распределении суммарного потенциала по трубам сети. Путем решения задачи «Оптимальная система ЭХЗ» при заданных характеристиках сети, количестве и размещении катодных станций, анодных заземлений и дренажей программа подбирает, в частности, оптимальные (минимальные) токи катодной защиты, обеспечивающие защитные суммарные потенциалы по всей сети. Путем решения задачи «Потенциал при заданных токах» программа при заданных характеристиках сети, количестве и заданных токах катодных станций, количестве и размещении анодных заземлителей и электродренажей программа вычисляет распределение суммарного потенциала по сети, которое может быть сопоставлено с необходимым — с последующим внесением нужных изменений в систему ЭХЗ. После решения указанных основных задач программа подбирает типы выпускаемых катодных станций и необходимые характеристики других устройств системы ЭХЗ. В число вводимых исходных данных входят для каждого участка сети значения удельного сопротивления грунта и принятые или экспериментально определенные значения сопротивления изоляции трубопровода.

Информация о программе АРМ ЭХЗ-6П, а также пример расчета по этой программе приведены в Приложении Р.

4.3.30 Расчет гальванической (протекторной) защиты может быть также проведен на персональном компьютере по программе АРМ ЭХЗ-6П (Приложение Р). Если в процессе расчета катодной защиты необходимые защитные токи оказываются малыми (например, 0,2-0,5 А), программа сама предлагает проектировщику выбрать гальваническую (протекторную) защиту, и если такой выбор подтвержден, производит ее расчет.

Проектирование ЭХЗ действующих трубопроводов

4.3.39 При дренажной защите от блуждающих токов точка подключения кабеля к трубопроводу выбирается на таком участке, где средние значения положительных потенциалов трубопровода по отношению к земле максимальны.

Кроме того, пункт подключения дренажных кабелей к трубопроводу выбирается с учетом наименьшего расстояния от пункта присоединения к источнику блуждающих токов (рельсам, дроссель-трансформаторам, отсасывающим пунктам, тяговым подстанциям), возможности доступа к трубопроводу без вскрытия.

При возможности выбора нескольких мест присоединения предпочтение отдают участкам сетей с наибольшими диаметрами при прочих равных условиях.

4.3.42 Поляризованные и усиленные дренажи, подключаемые к рельсовым путям электрифицированных железных дорог с автоблокировкой, не должны нарушать нормальную работу рельсовых цепей системы централизованной блокировки во всех режимах.

Места и условия подключения поляризованных и усиленных дренажей согласовываются с соответствующими службами МПС.

4.3.45 При присоединении дренажного кабеля к трубопроводу и элементам отсасывающей сети электротранспорта должен быть обеспечен надежный электрический контакт путем плотного скрепления контактирующих поверхностей.

Присоединение к рельсам трамвая и железных дорог может выполняться при помощи специальной струбцины, обжимающей подошву рельса, или болтовых соединений. В случае сварных стыков используются отверстия, имеющиеся в шейках рельсов.

Подключение дренажного кабеля к отсасывающему пункту, сборке отсасывающих кабелей и средней точке путевого дросселя выполняется с использованием существующего болтового соединения с применением дополнительной гайки.

4.3.49 Если в результате измерений установлено, что зона эффективного действия поляризованной дренажной установки не распространяется на весь район выявленной опасности, пункт дренирования перемещают или включают одновременно несколько дренажных установок в различных пунктах.

При недостаточной эффективности принятых мер проводят опытное включение усиленных дренажных установок или комплекса дренажных установок с катодной станцией. В последнем случае опытное включение катодной станции проводят после окончательного выбора параметров дренажных установок.

4.3.52 Анодное заземление следует относить от подземных сооружений на максимально возможное расстояние. В отдельных случаях при отсутствии достаточной площади для размещения анодного заземления применяют заземления, состоящие из двух и более групп электродов, расположенных на отдельных участках, группы электродов соединяют между собой кабелем либо индивидуально подключают к катодной станции.

Для обеспечения эффективности катодной защиты целесообразно выбирать участки размещения анодных заземлений, на которых между защищаемыми трубопроводами и анодным заземлением отсутствуют прокладки других подземных металлических сооружений.

По возможности анодное заземление следует размещать на участках с минимальным удельным электрическим сопротивлением грунта и без дорожного покрытия (газоны, скверы, пойменные участки рек, прудов т.п.).

4.3.53 Как правило, при опытном включении катодной защиты определяют основной ее параметр — среднее значение силы тока в цепи ЭХЗ.

При составлении проекта остальные параметры защиты (сопротивление дренажного кабеля, сопротивление растеканию тока анодного заземления, напряжение на зажимах катодной станции или вольтодобавочного устройства усиленного электродренажа) рассчитывают либо выбирают с учетом технико-экономических показателей различных вариантов соотношения параметров.

4.3.54 Проектирование ЭХЗ подземных стальных трубопроводов, находившихся в коррозионно-опасных условиях более сроков, указанных в п.2.1.6, осуществляется после проверки их технического состояния в соответствии с НТД и устранения выявленных дефектов.

Примечание:

В связи с тем, что при включении ЭХЗ возможно восстановление и отслаивание продуктов коррозии на поверхности трубопровода, длительно находившегося в эксплуатации, необходимо в течение 1-го года эксплуатации ЭХЗ осуществить проверку плотности (а по возможности и прочности) трубопровода и проверку изоляции «надтрассовым» методом.

     4.4 ПРОИЗВОДСТВО СТРОИТЕЛЬНО-МОНТАЖНЫХ РАБОТ ПО ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЕ

4.4.4 Строительно-монтажные работы на объектах строительства установок ЭХЗ должны осуществляться по технологиям, предусмотренным проектами производства работ.

4.4.6 На каждом объекте строительства установок ЭХЗ Подрядчиком заводится журнал авторского и технического надзора, в который должны заносить свои замечания и сведения о контроле производства работ те организации, которые осуществляют технический надзор за строительством, авторский надзор и приемку отдельных узлов.

4.4.9 Восстановление изоляционных покрытий на трубопроводах после приварки контактных устройств, электроперемычек или контрольных проводников осуществляют организации, которые эксплуатируют эти трубопроводы, или с их согласия специализированные организации, имеющие лицензии на производство изоляционных работ на действующих трубопроводах, по договорам с Подрядчиками.

4.4.11 Технологический процесс монтажа контактных устройств, электроперемычек, контрольно-измерительных пунктов и анодных заземлителей должен осуществляться под пооперационным контролем представителей организаций, осуществляющих технический надзор за строительством ЭХЗ установок с оформлением соответствующих актов приемки.

4.4.13 Прокладка кабелей в земле осуществляется в соответствии с требованиями ПУЭ. Засыпка уложенных в траншеи кабелей производится после их приемки представителем технического надзора с оформлением соответствующих актов.

4.4.14 Оборудование для установок ЭХЗ должно проходить предустановочный (предмонтажный) контроль на соответствие показателям качества с оформлением соответствующих актов. Предустановочный контроль выполняется Заказчиком или по договору с ним Подрядчиком или эксплуатационной организацией.

4.4.16 Преобразователи установок ЭХЗ монтируются на соответствующих фундаментах или металлических каркасах, которые не должны иметь контактов с фундаментами или другими элементами зданий.

4.4.17 Корпуса преобразователей установок ЭХЗ во избежание поражения людей электрическим током должны быть заземлены или занулены в соответствии с требованиями «ПУЭ».

4.4.18 Монтаж установок гальванической (протекторной) защиты осуществляется в соответствии с требованиями «Инструкции по монтажу и эксплуатации протекторной защиты в условиях коммунального хозяйства» РДИ 204 РСФСР 3.11 — 82.

4.4.19 После завершения строительно-монтажных работ Подрядчиком составляется «Акт на приемку строительно-монтажных работ», который подписывается Заказчиком, Подрядчиком, представителями технического надзора и представителями проектной организации. Акт на приемку строительно-монтажных работ составляется на каждую установку в отдельности.

4.4.20 Исполнительные чертежи на построенные установки ЭХЗ составляются строительными организациями в процессе производства работ до засыпки кабельных прокладок и всех узлов, заверяются представителями Заказчика и эксплуатационных организаций, которым передаются установки, после проверки соответствия их проекту и на основании промеров и осмотров до засыпки.

4.4.21 Заверенные представителями Заказчиков и эксплуатационных организаций исполнительные чертежи строительными организациями должны сдаваться в территориальные геодезические организации — держатели геофонда, которые осуществляют их приемку после контрольных геодезических съемок в открытых траншеях и котлованах.

4.4.23 Указанная документация по поручению Заказчиков может передаваться сразу непосредственно эксплуатационным организациям в случаях, когда наладочные работы будут выполняться этими организациями.

4.4.24 После приемки документации от строительных организаций в полном объеме Заказчик заключает договора с энергоснабжающими организациями на пользование электроэнергией, составляет с ними акты разграничения балансовой принадлежности и ответственности за эксплуатацию линий электропитания и получает от местных органов Энергонадзора в установленном ими порядке разрешения на допуск установок ЭХЗ в эксплуатацию.

16. Патент на изобретение N 2143107 «Устройство для контроля степени локальной коррозии металлических сооружений» с приоритетом от 23.00.98* г. Авторы: Фрейман Л.И., Ремезкова Л.В., Кузнецова Е.Г., Солодченко Н.М.

________________

* Текст соответствует оригиналу.

1. Адгезия	Сцепление покрытия с металлической основой (поверхностью трубы) или с полимерной основой.
2. Анодный заземлитель (анод)	Проводник, погруженный в электролитическую среду (грунт, раствор электролита) и подключенный к положительному полюсу источника постоянного тока.
3. Анодная зона	Участок подземного стального трубопровода, потенциал которого смещается относительно стационарного потенциала только к более положительным значениям.
4. Блуждающий ток	Постоянный электрический ток, протекающий вне предназначенной для него цепи.
5. Гальванический анод (протектор)	Электрод из металла с более отрицательным потенциалом, чем защищаемое металлическое сооружение, подключаемый к сооружению при его гальванической защите.
6. Гальваническая (протекторная) защита	Электрохимическая защита металлического сооружения путем подключения к нему гальванического анода.
7. Диэлектрическая сплошность изоляционного покрытия	Отсутствие сквозных повреждений и утоньшений в покрытии, определяемое при воздействии высоковольтного источника постоянного тока.
8. Защитный потенциал	Потенциал, при котором электрохимическая защита обеспечивает необходимую коррозионную стойкость металла.
9. Знакопеременная зона	Участок подземного стального трубопровода, потенциал которого смещается относительно стационарного потенциала и к более положительным, и к более отрицательным значениям.
10. Изоляционное покрытие	Слой или система слоев веществ, наносимых на поверхность металлического сооружения для защиты металла от коррозии и обладающих электроизоляционными свойствами.
11. Катодная защита	Электрохимическая защита металлического сооружения путем подключения его к отрицательному полюсу источника постоянного тока, к положительному полюсу которого подключен анод.
12. Катодная зона	Участок подземного стального трубопровода, потенциал которого смещается относительно стационарного потенциала только к более отрицательным значениям.
13. Коррозионная агрессивность грунта	Совокупность свойств (характеристик) грунта, которые влияют на коррозию металла в грунте.
14. Максимальный защитный потенциал	Максимальный по абсолютному значению защитный потенциал, при котором не происходит катодное отслаивание покрытия и наводороживание металла.
15. Минимальный защитный потенциал	Минимальный по абсолютному значению защитный потенциал
16. Переходное электросопротивление изоляционного покрытия	Сопротивление собственно покрытия в цепи электрод — электролит — покрытие — труба.
17. Поляризационный потенциал	Не содержащий омической составляющей потенциал металла (вспомогательного электрода, трубопровода), через границу которого с электолитической средой протекает ток от внешнего источника.
18. Противокоррозионные мероприятия	Комплекс мер, направленных на защиту трубопровода от коррозии, включающий (как основные) нанесение защитного покрытия и электрохимическую защиту.
19. Разность потенциалов между трубой и грунтом (потенциал труба-земля)	Напряжение между трубой в грунте и электродом сравнения.
20. Стационарный потенциал	Потенциал металла (трубопровода, электрода), через границу которого с электролитической средой не протекает ток от внешнего источника.
21. Суммарный потенциал	Потенциал металлического сооружения (трубопровода), включающий омическую компоненту, через границу которого с электролитической средой протекает ток от внешнего источника.
22. Электродренажная (дренажная) защита	Электрохимическая защита трубопровода от коррозии блуждающими токами, осуществляемая устранением анодного смещения потенциала путем отвода блуждающих токов к их источнику.
23. Электроизолирующее соединение	Конструктивный элемент для прерывания металлической проводимости трубопровода.
24. Электрохимическая защита	Защита металла от коррозии в электролитической среде, осуществляемая установлением на нем защитного потенциала или устранением анодного смещения потенциала от стационарного потенциала.

A3	— анодное заземление (анодный заземлитель)
БПИ	— блок пластин индикаторов (индикатор общей коррозии)
ВУС	— весьма усиленное (тип покрытия)
ВЭ	— вспомогательный электрод (датчик потенциала)
ВЭЗ	— вертикальное электрическое зондирование
ГА	— гальванический анод (протектор)
ГЗ	— гальваническая защита (протекторная)
ГРП	— газорегуляторный пункт
ИЛК	— индикатор локальной коррозии
КИП	— контрольно-измерительный пункт
КУ	— контактное устройство
м.с.э.	— медносульфатный электрод (насыщенный)
СКЗ	— станция катодной защиты
СУГ	— сжиженные углеводородные газы
ШРП	— шкафной регуляторный пункт
ЭИС	— электроизолирующее соединение
ЭХЗ	— электрохимическая защита

N п/п	Адрес пункта измерения	N пункта измерения по схеме	Расстояние между электродами, м	Измеренное сопротивление, Ом	Удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м	Коррозионная агрессивность грунта
1	2	3	4	5	6	7

NN п/п	Адрес пункта отбора проб	N пункта по схеме	Электрическое сопротивление грунта , кОм	Удельное электрическое сопротивление, , Ом·м	Коррозионная агрессивность грунта
1	2	3	4	5	6

N п/п	Адрес пункта отбора проб	N пункта по схеме	Ячейка 1	Ячейка 2
			, мин.	, В	, A (мкА)	, мин	, В	, A (мкА)
1	2	3	4	5	6	7	8	9

Ячейка 3	Среднее значение силы тока, ., A (мкА)	Средняя плотность тока, ., А/м	Коррозионная агрессивность грунта
, мин.	, В	, A (мкА)
10	11	12	13	14	15

N п/п	Адрес	N пункта по схеме	Удельное сопротивление грунта, определенное в полевых условиях, Ом·м	Удельное сопротивление грунта, определенное в лабораторных условиях, Ом·м	Средняя плотность катодного тока, А/м	Оценка коррозионной агрессивности грунта
1	2	3	4	5	6	7

, мин/с	0	10	20	30	40	50
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10

, В	Оценка опасности коррозии
при наиболее отрицательном	при наиболее положительном
1	2	3

, мин/с	0	10	20	30	40	50
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10

Число измерений	Сумма мгновенных значений	Средняя величина	Среднее значение смещения
1	2	3	4

, мин/с	0	10	20	30	40	50
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10

Число измерений	Сумма мгновенных значений силы переменного тока, ,мА	Среднее значение силы переменного тока, , мА	Среднее значение плотности переменного тока, , мА/см
1	2	3	4

Переходное электрическое сопротивление электрода, кОм, в пределах	0,215
Потенциал по отношению к хлоридсеребряному электроду, мВ	120±30
Диаметр корпуса внутренний, мм, не более	83
Количество электролита в корпусе, см	290300
Длина проводников, мм	20003000
Масса электрода полная, кг, не более	0,65

Документ	Наименование составной части, единица измерения	Значение
ГОСТ 6709-72	Вода дистиллированная, см	200±3
ГОСТ 4165-78*	Сухой порошок сернокислой меди (хч или чда):
	растворяемый в воде, г	65±1,5
	добавляемый к раствору, г	30±1,5
ГОСТ 19710-83Е	Этиленгликоль первого или высшего сорта, см	100,0±1,5

О.1 Индикатор общей коррозии

О.1.1 Дополнительная оценка возможности общей коррозии при ЭХЗ может производиться с помощью блока пластин-индикаторов (БПИ).

О.1.2 Сущность метода заключается в том, что с помощью набора пластин-индикаторов, имеющих разные толщины, дополнительно оценивается общая коррозия и порядок ее средней скорости при ЭХЗ трубопровода в месте установки БПИ по времени от момента его установки до потери продольной электропроводимости пластин в результате коррозии.

О.1.3 БПИ (рис.О1) состоит из трех пластин, изготовленных из стали Ст.3 толщиной 0,3; 0,4; и 0,5 мм, рабочей длиной около 20 мм и шириной по 2 мм. Расстояние между пластинами 2 мм.

П.4 Площадь поверхности (м) всех газопроводов, которые электрически контактируют между собой за счет технологических соединений или специальных перемычек, определяют по формуле:

,                                                                             (П.1)

где: — диаметр (мм);

— длина (м) участка газопровода, имеющего диаметр ;

— общее число соответствующих участков газопровода.

П.5 Площадь поверхности всех водопроводов (м), которые электрически контактируют между собой за счет технологических соединений или специальных перемычек, определяют по формуле:

,                                                                               (П.2)

где: — диаметр (мм);

— длина (м) участка водопровода, имеющего диаметр ;

— общее число соответствующих участков водопровода.

Суммарная площадь поверхности (м) всех электрически связанных газопроводов и водопроводов равна:

                                                                                            (П.3)

П.7 Вычисляется доля (%) площади поверхности газопроводов и водопроводов в суммарной площади их поверхностей:     

                                                                                       (П.5)

                                                                                     (П.6)

П.8 Вычисляется площадь поверхности (м/га) газопроводов и водопроводов , приходящаяся на единицу площади территории (га), где размещены проектируемые трубопроводы:

                                                                                        (П.7)

                                                                                       (П.8)

П.9 Средняя плотность защитного тока для всех трубопроводов (мА/м) вычисляется по уравнению:

                                                             (П.9)

П.10 При отсутствии водопроводов средняя защитная плотность тока газопроводов вычисляется по уравнению:

                                                                  (П.10)

П.12 Суммарная сила тока (А), необходимого для катодной защиты проектируемых газо- и водопроводов, определяется по формуле:     

,                                                                                   (П.11)

а для защиты только сети газопроводов — по формуле:

                                                                            (П.12)

П.14 После размещения катодных станций на совмещенном плане необходимо рассчитать зону действия каждой из них. Для этой цели определяют радиус действия (м) каждой катодной станции

,                                                                                          П.13)

где: — катодная плотность тока (А/м), определенная по формуле (9) или (10),

(м/гa) — площадь поверхности всех трубопроводов на единицу площади поверхности территории:

                                                                             (П.14)

П.16 Тип преобразователя катодной станции выбирается так, чтобы допустимое напряжение было на 30% выше расчетного с учетом старения изоляционных покрытий и анодных заземлителей, а также возможного развития сети трубопроводов.

Пример расчета совместной катодной защиты сети газопроводов и водопроводов

11. С учетом п.П.13 используемой «Методики» принимаем ток катодной станции 25 А и число катодных станций равным 2.

Рис.Р1. Схема трубопроводов и рельсового пути к примеру расчета ЭХЗ по программе АРМ ЭХЗ-6П

Произвольно принимаем положение осей прямоугольной системы координат (X, Y, Z), задаем расположение узлов дискретизации: 1…12 — на трубопроводе и 1…5 — в рельсовой линии и определяем их координаты.

Рассматриваемый (проектируемый) трубопровод в узле 9 будет врезан в старую трубопроводную сеть с изношенной изоляцией, оборудованную ЭХЗ. Координаты узлов проектируемого трубопровода (, , ), стационарные потенциалы и потенциал в точке врезки приведены в табл.P1 ( — заглубление).

Таблица Р1

Учитываемая в расчетах рельсовая линия находится в пределах зоны действия ближайшей тяговой подстанции, которая подключена в узле Р3. Измеренные потенциалы рельс-земля () и координаты узлов дискретизации (,) приведены в табл.Р2.

Таблица Р2

Удельное сопротивление изоляции трубопровода () в данном примере принято равным 50 Ом.м. Переходное сопротивление рельсовой линии () принято равным 50 Ом.м, что характерно для плохого состояния рельсового полотна.

При определении схемы ЭХЗ можно полагать, что в данной ситуации наиболее простой способ защиты (вариант 1) — применение электродренажа между точками 2 трубопровода и 3 рельсов. После ввода данных (из меню «Ввод и корректировка») решим задачу (из меню «Решение основной задачи») по варианту 1. Результаты решения в режиме M1 (оптимизационная задача) приведены в табл.Р3.

Таблица Р3

Поскольку наиболее опасный участок анодной зоны на трубопроводе находится в точках 11 и 12, то целесообразно рассмотреть вариант 2 — с катодной станцией: точка дренажа — 11, координата анодного заземлителя — и м. Результаты расчета приведены в табл.Р3, вариант 2.

Для сравнения выполнен расчет по варианту 3 — включены одновременно и электродренаж, и СКЗ (табл.3, вариант 3). Решается оптимизационная задача на минимум тока защиты. Несмотря на то, что суммарный ток защиты несколько снизился, предпочтение, по-видимому, следует отдать варианту 1.

Расчет дренажного кабеля показал («Результаты расчета»), что по первому варианту необходим кабель сечением 35 мм, а по третьему — 10 мм.

При расчете анодного заземлителя с ферросилидовыми стержнями («Расчет анодного заземлителя») по варианту 3 оказалось, что достаточно одного стержня длиной 1,5 м. Его срок службы — 21,7 года, сопротивление растеканию тока — 7,9 Ом.

При ухудшении качества изоляции трубопровода до уровня Ом.м токи защиты увеличатся примерно в два раза.

Если же оставить Ом.м, но увеличить переходное сопротивление рельсовой линии до уровня Ом.м, суммарный ток защиты уменьшится примерно в два раза, поскольку существенно уменьшится интенсивность блуждающих токов. Так, в узле 8 (катодная зона) потенциал трубопровода изменится от В до В, в анодной — от В до В.

1. Однородный грунт

2. Двухслойный грунт

Выберите номер схемы — двухзначное число NN

Рис.С1. К программе CAG: схема возможных расположений вертикального анода в однородном (1.1, 1.2)
и двухслойном грунтах (2.1-2.5) для выбора расчетного варианта

Т.8 После введения всех нужных численных значений параметров можно вызвать схему принятого расположения анода в грунте принятого строения: курсор подводится к строке «схема» в столбце исходных данных и дается команда «Enter». Визуализированная наглядная схема полезна для проверки, уточнения или исправления принятого размещения анода и (или) его длины.

В таблицу у схемы выводится ряд параметров, в частности толщина наиболее электропроводного слоя (, м), удельное сопротивление этого слоя (, Ом·м) и среднее удельное сопротивление грунта по длине анода (, Ом·м).

Т.10 Выход из программы: Esc + Enter.

Пример расчета анодного заземлителя по программе MLG-2

Требуется рассчитать основные эксплуатационные характеристики вертикального трубчатого стального заземлителя длиной м, наружным диаметром и внутренним диаметром м, заглубленного на глубину м в 4-слойный грунт со следующими характеристиками:

Выход по току кг/А·год, необходимый срок службы лет, коэффициент запаса . Обсыпки нет ().

После введения перечисленных значений параметров по команде «схема» получаем на экране визуализированную схему размещения заземлителя в грунте (рис.Т1).

У.1 Исходными данными для проектирования гальванической защиты (ГЗ) — защиты гальваническими анодами (протекторами) — являются:

• геометрические и электрохимические характеристики гальванического анода;

• удельное электрическое сопротивление грунта в месте установки анода у трубопровода;

• диаметр и при необходимости переходное сопротивление трубопровода.

У.2 Расчет ГЗ сводится к определению:

• силы тока в цепи гальванический анод — труба;

• срока службы анода;

• необходимого числа анодов для защиты участка трубопровода.

У.3 Сила тока (А) в цепи одиночный гальванический анод (ГА) — трубопровод в общем случае равна:      

где и — электродные потенциалы трубы и ГА при силе тока , (Ом) — омическое сопротивление в цепи ГА — труба.

Величины и особенно представляют собой сравнительно сложные функции силы тока J. Поэтому при проектировании ГЗ чаще всего упрощенно принимают В. При этом

                                                                                                      (У.1)

У.4 Омическое сопротивление R представляет собой сумму сопротивлений растеканию тока ГА , проводника, соединяющего ГА с трубой , и входного сопротивления трубопровода :

                                                                                    (У.2)

Принимается, что поляризационные сопротивления ГА и трубы не зависят от тока и входят в значения и соответственно.

У.6 Сопротивление соединительного провода равно

,                                                                                  (У.7)

где — удельное сопротивление металла провода (для меди и алюминия соответственно 0,0175 и 0,028 Ом·мм /м), (м) — длина, (мм) — сечение соединительного проводника.

У.7 Обычно основной вклад в величину вносит сопротивление растеканию тока анода , и чаще всего вместо уравнения (У.2) используют упрощенную формулу

                                                                                                                         (У.8)

У.9 Для вертикального анода без засыпки сопротивление растеканию тока равно:

                                                                                              ,                            (У.9)

где (м) — расстояние от поверхности земли до середины анода.

У.10 Для вертикального ГА с засыпкой (комплектного анода)

                              (У.10)

У.11 Для горизонтального ГА без засыпки

                                 (У.11)

У.12 Для горизонтального ГА с засыпкой (комплектного анода)

               (У.12)

Формулы (У.8) — (У.11) справедливы при условии , . Формулы (У.9) и (У.10) справедливы при условии соответственно , .

У.13 Значения для выпускаемых магниевых протекторов типа ПМ-У при м могут быть рассчитаны по эмпирической формуле

,                                                                                      (У.13)

где А и В — численные коэффициенты, приведенные в таблице:

У.15 Количество одиночных анодов, необходимое для защиты сети трубопроводов, вычисляется из суммарного катодного тока (А), требуемого для защиты сети. Значение для построенных трубопроводов может быть найдено из данных опытного включения передвижных катодных станций, а для проектируемых трубопроводов — из необходимой плотности защитного тока (определенной, в частности, по методике Приложения П) и суммарной площади поверхности трубопроводов. С учетом этого необходимое количество идентичных одиночных анодов равно:

,                                                                                                      (У.15)

где определяется уравнением (У.1), а значение в уравнении (У.1) — формулой (У.2) или (У.8).

У.17 Общее число анодов в группе, необходимое для защиты данного участка трубопровода, определяется по формуле:

,                                                                                        (У.16)

где — сила тока, необходимая для защиты участка;

— средний коэффициент использования анода.

Значение может приниматься равным 0,85 при расстояниях между соседними анодами 2-5 м.

После размещения групп ГА на плане подземных сооружений вычисляется ожидаемая сила тока в каждой группе:

,                                                                              (У.17)

где — коэффициент использования ГА. Значение для ряда вертикальных комплектных анодов может быть найдено по диаграмме рис.У1 в зависимости от числа анодов в группе и отношения межанодного расстояния (м) в группе к длине комплектного анода (м).

Ф.2 Средний ток дренажа может быть вычислен так же, как защитный ток при катодной защите — из расчетной защитной плотности тока (формулы (П.11, П.12) Приложения П):

.                                                                                              (Ф.1)

Ф.3 Радиус действия дренажа (м) вычисляется так же, как радиус действия катодной станции (формула (П.13) Приложения П):

,                                                                                     (Ф.2)

где (м/га) — удельная плотность поверхности защищаемых трубопроводов на единицу площади территории их размещения.

Ф.4 Сопротивление дренажного кабеля (Ом) вычисляется по формуле:

,                                                                       (Ф.3)

где — номинальное напряжение на выходе дренажа (для выпускаемых усиленных дренажей или 12В).

Ф.5 Сечение дренажного кабеля равно:

,                                                               (Ф.4)

где — удельное сопротивление металла кабеля (для меди Ом·мм/м), (м) — полная длина кабеля.

__________________________________________ (регион)	«_____»_________200 __ г.

1. К сдаче предъявлено _________________________________________________________

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

2. Электромонтажные работы выполнены по проекту, разработанному и согласованному с Территориальным Управлением «Госэнергонадзора» и «Энергосбыта» __________________________________________________

 _________________________________________________________________________________

3. Отступление от проекта _________________________________________________________

__________________________________________________________________________________

5. Оставшиеся недоделки __________________________________________________________

___________________________________________________________________________________

не препятствуют нормальной эксплуатации и подлежат устранению электромонтажной организацией до _

________________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________________

      ЗАКЛЮЧЕНИЕ:

Электрооборудование, перечисленное в п.N 1 настоящего акта, считать принятым в нормальную эксплуатацию после пуско-наладочных работ.

     К акту прилагается:

1. 1. Протокол измерения сопротивления изоляции кабелей.

2. 2. Протокол измерения полного сопротивления петли «Фаза-О».

3. 3. Протокол проверки наличия цепи между заземлителями и заземляемыми элементами электрооборудования.

4. 4. Протокол измерения сопротивления растеканию тока заземляющих устройств.

СДАЛ:___________________________________________

ПРИНЯЛ:_________________________________________

 АКТ
приемки в эксплуатацию контактных устройств, потенциалоуравнивающих перемычек и контрольно-измерительных пунктов (ненужное зачеркнуть)

«____ » ____________ 200 __ г.

Комиссия в составе представителей:

От строительной организации ______________________________________________________

             (должность, фамилия)

От технического надзора __________________________________________________________

               (должность, фамилия)                         

От эксплуатационной организации __________________________________________________

                  (должность, фамилия)

произвела осмотр и проверку выполненных работ _______________________________________

_________________________________________________________________________________

по адресу

на трубопроводе

_________________________________________________________________________________

Работы выполнены по проекту ____________________________________________________

В соответствии с типовым чертежом _______________________________________________

Глубина залегания трубопровода _________________________________________________

_______________________________________________________________________________

КУ, ПТ, КИП оборудован _________________________________________________________

(электродом сравнения)                    

________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________

Привязки указаны на исполнительном чертеже ______________________________________

________________________________________________________________________________

Подписи:

От строительной организации ______________________________________________

От технического надзора __________________________________________________

Заключение об исправности сдаваемого сооружения:

эксплуатационная организация, проводящая проверку

_______________________________________________________________________________

Проверка производилась методом _______________________________________________

с помощью прибора _____________________________________________________________

Результат проверки ______________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

Должность

Ф.И.О.

Подпись

     
 АКТ
пневматических и электрических испытаний
изолирующих фланцев с условным проходом
Dy-_________________________________________

Испытания изолирующего фланцевого соединения на прочность

«__»________ 200__г. проведено пневматическое испытание изолирующего фланцевого соединения (N ______) на прочность давлением ___________ МПа с выдержкой 10 мин. с последующим осмотром.

При осмотре дефектов и утечек не обнаружено.

Изолирующее фланцевое соединение испытание на прочность выдержало.

Производитель работ____________________________________________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)                        

Представитель ОТК_____________________________________________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)                

Испытания изолирующего фланцевого соединения на плотность

«__»________200__г. проведено пневматическое испытание изолирующего фланцевого соединения (N __________) на плотность давлением _________ МПа с выдержкой 5 мин. с последующим осмотром и измерением падения давления по манометру.

Утечек и видимого падения давления по манометру не обнаружено.

Изолирующее фланцевое соединение испытание на плотность выдержало.

Производитель работ____________________________________________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)

Представитель ОТК_____________________________________________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)

Электрические испытания
изолирующего фланцевого соединения (действительны в течении 3-х месяцев).

«__»________200__г. проведены электрические испытания изолирующего фланцевого соединения (N ____).

При испытании в сухом помещении мегометром типа М-1101 при напряжении 1 кВ короткое замыкание не зафиксировано.

Измеренное сопротивление изолирующего фланцевого соединения________________________________

Изолирующее фланцевое соединение электрические испытания выдержало.

После установки фланца на газопровод вызвать представителя эксплуатационной организации для приемки.

Производитель работ _____________________________________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)

Представитель ОТК _______________________________________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)

 СПРАВКА

О приемке изолирующего соединения ____________________________________ шт.

по_____________________________________________________________________________

(адрес)

Произведена проверка исправности электроизолирующего соединения по вызову от __________

___________________________________________________________________________________
                                                                    (наименование организации)

Предприятие изготовитель ___________________________________________________________

Установка изолирующего соединения выполнена по проекту N

____________________________________________________________________________________

(наименование проектной организации)                                            

Проверка производилась методом _____________________________________________________

с помощью прибора

При приемке представлены следующие документы:

1. а) акты пневматических и электрических испытаний;

2. б) эскиз трубопровода.

Результаты проверки

_____________________________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________________

Заключение:

______________________________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________________

______________________________________________________________________________________

Представитель эксплуатационной организации:

Должность __________________________ Подпись ____________________________

                                                                     (Ф.И.О.)

«__» _____ 200___ г.

 АКТ
приемки строительно-монтажных работ
гальванической (протекторной) защиты

Работы по защите ______________________________________________________________

(наименование сооружения)

по адресу ____________________________________________________________ выполнялись

по проекту N

(наименование организации, обозначение проекта)

Мы, нижеподписавшиеся:

От заказчика

(должность, фамилия)                             

От строительной организации_____________________________________________________

(должность, фамилия)

От технического надзора _________________________________________________________

(должность, фамилия)

От проектной организации _______________________________________________________

(должность, фамилия)

составили настоящий акт в том, что __________________________________________________
выполнены в соответствии с проектом.

Комиссии были предъявлены следующие узлы строительно-монтажных работ:

1. 1. Гальванические аноды (протекторы)

   а) типа____________ длиной_______________ мм, массой______________ кг в количестве___________ шт., установлены

   группами по _______________ шт. в каждой. Общее количество групп ___________________________;

   б) расстояние между гальваническими анодами (протекторами) в группах __________ м.

   Расстояние между гальваническими анодами (протекторами) и защищаемым сооружением:

   в 1-й группе __________________ м, во 2-й группе ____________________ м,

   в 3-й группе ___________________ м;

   в) глубина заложения гальванических анодов (протекторов) в скважинах (шурфах) _______________ м с поверхности до верха гальванического анода (протектора).

2. 2. Кабельные прокладки

   Соединительная магистраль в группах выполнена кабелем __________________________________

   сечением___________ в траншеях глубиной___________ м, длиной_____________________________ м и защищена

   ______________________________________________________________________________________            

                   (покрыта кирпичом, в трубах и т.д.)                                                     

   Проводники от гальванических анодов (протекторов) к общей магистрали выполнены проводом

3. марки__________, способ соединения проводника с магистралью________________________________
                                                                                                                                       (зажимы, скрутки, термитная сварка)       

   Места присоединения изолированы от земли _______________________________________________

   _______________________________________________________________________________________

   (способ изоляции)                            

4. 3. Контактные устройства

   Контакт с _____________________________________________________ выполнен по типовому (вид сооружения) чертежу (нормали) _______________________________________________________________________________

   (обозначение документа)                            

   путем __________________________________________________________________________________

   (сварки, болтового присоединения)                              

5. 4. Прочие узлы

   _______________________________________________________________________________________

6. 5. Замечания по строительно-монтажным работам _________________________________________

   _______________________________________________________________________________________
   _______________________________________________________________________________________
   _______________________________________________________________________________________
   _______________________________________________________________________________________

   Подписи:

   От заказчика_____________________________________________________________

   От строительной организации_______________________________________________

   От технического надзора___________________________________________________

   От проектной организации__________________________________________________

    АКТ
   приемки в эксплуатацию установок
   электрохимической защиты в районе

   _______________________ «___»________________ 200___ г.

Комиссия в составе представителей:

От заказчика

(должность, фамилия)

От строительной организации___________________________________________________________

(должность, фамилия)

От эксплуатационной организации ______________________________________________________

         (должность, фамилия)

От проектной организации______________________________________________________________

(должность, фамилия)

От технического надзора ______________________________________________________________

(должность, фамилия)

От Госгортехнадзора

(должность, фамилия)

Ознакомившись с технической документацией, установила следующее:

1. 1. Установки ЭХЗ построены по проекту _________________________________________________

2. 2. Техдокументация согласована со всеми заинтересованными организациями без замечаний.

3. 3. Характеристика установок ЭХЗ

4. 4. Параметры установок ЭХЗ

   N п/п	Адрес установки защиты	Тип установки защиты	Тип преобразователя	Тип блока совместной защиты	Анодное заземление
   					М	шт.

   4. Параметры установок ЭХЗ

   N п/п	Ток (А)	Напряжение (В)	Сопротивление растеканию тока (Ом)	Токи в электроперемычках и протяженность защищаемых сооружений
   				Газопровод	Водопровод	Кабели связи	Теплопровод

5. 5. Замечания по проекту, монтажу, наладке _______________________________________

   _______________________________________________________________________________

6. 6. Комиссия постановила принять в эксплуатацию установки ЭХЗ с __________________ года.

Подписи:

От заказчика

От строительной организации ______________________________________________________

От эксплуатационной организации __________________________________________________

От проектной организации ________________________________________________________

От технического надзора___________________________________________________________

От Госгортехнадзора ______________________________________________________________

t, мин/с	0	10	20	30	40	50
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18