Справочник по ГОСТам и стандартам
Новости Аналитика и цены Металлоторговля Доска объявлений Подписка Реклама
   ГОСТы, стандарты, нормы, правила
 

РД 153-39.4-091-01
Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от коррозии

РД 153-39.4-091-01. Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от коррозии

 

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

 

 

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ЗАЩИТЕГОРОДСКИХ ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ

 

РД153-39.4-091-01

 

Датавведения 2002-02-01

 

 

ПРЕДИСЛОВИЕ

 

1 РАЗРАБОТАНГУП "Академия коммунального хозяйства им. К.Д. Памфилова" (АКХ).

 

ИСПОЛНИТЕЛИ:

Р.И.Горбачева,Е.Г.Кузнецова (руководитель разработки), В.М.Левин, Л.В.Ремезкова, М.А.Сурис,Л.И.Фрейман (АКХ).

 

ВНЕСЕНДепартаментом газовой промышленности и газификации Минэнерго России и ОАО"Росгазификация".

 

2 СОГЛАСОВАНс Госгортехнадзором России (письмо № 03-35/271 от 04.06.2001 г.), ОАО"Росгазификация" (письмо № 17-334 от 13.04.2001 г.).

 

3 ПРИНЯТ ИВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом Минэнерго России № 375 от 29 декабря 2001 г.

 

4 ВЗАМЕН"Инструкции по защите городских подземных трубопроводов отэлектрохимической коррозии", утвержденной ВО"Росстройгазификация" при Совете Министров РСФСР 06.12.1989 г.

 

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

 

 

1 ОБЩИЕПОЛОЖЕНИЯ

 

1.1 ОБЛАСТЬПРИМЕНЕНИЯ

 

НастоящийРуководящий документ (РД) распространяется на защиту от коррозии припроектировании, строительстве, реконструкции, эксплуатации и ремонте стальныхтрубопроводов (кроме газопроводов с давлением газа более 1,2 МПа итеплопроводов), прокладываемых в пределах территории городов и населенныхпунктов, промышленных предприятий, а также межпоселковых трубопроводов.

РДустанавливает нормы и требования к:

-проектированию, применению, порядку и организации проведенияпротивокоррозионных мероприятий, относящихся к:

- защитнымизоляционным покрытиям на подземных трубопроводах и резервуарах;

-электрохимической защите подземных трубопроводов и резервуаров;

-определению коррозионной агрессивности грунтов; 

- контролюкачества изоляционных покрытий;

- измерениямна подземных стальных трубопроводах;

-обеспечению промышленной, экологической безопасности и охране труда.

Настоящий РДобязывает организации, осуществляющие проектирование, строительство иэксплуатацию городских подземных трубопроводов и резервуаров, организоватьразработку новых или корректировку действующих технических условий,регламентов, инструкций и другой документации в части защиты сооружений откоррозии.

С выходом всвет настоящего РД действие "Инструкции по защите городских подземныхтрубопроводов от электрохимической коррозии", утвержденной ВО"Росстройгазификация" при СМ РСФСР в декабре 1989 г., прекращается.

 

1.2НОРМАТИВНЫЕ И ДРУГИЕ ССЫЛКИ

 

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

 

1.3 ТЕРМИНЫИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

 

В настоящемРД применены термины и определения, приведенные в Приложении В.

 

1.4 ПРИНЯТЫЕСОКРАЩЕНИЯ

 

В настоящемРД используются сокращения, приведенные в Приложении Г.

 

2 ОСНОВНЫЕПОЛОЖЕНИЯ ПО ЗАЩИТЕ ОТ КОРРОЗИИ ГОРОДСКИХ ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

 

2.1 ПОРЯДОКИ ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ЗАЩИТНЫХ МЕРОПРИЯТИЙ

 

2.1.1 Всеорганизации, выполняющие работы по проектированию, строительству,реконструкции, эксплуатации и ремонту стальных трубопроводов, на которыераспространяется действие настоящей Инструкции, должны иметь соответствующиелицензии.

2.1.2 Всеподземные стальные трубопроводы, укладываемые непосредственно в грунт, должныбыть защищены в соответствии с ГОСТ 9.602-89*.

2.1.3 Вгрунтах низкой и средней коррозионной агрессивности при отсутствии блуждающихтоков стальные трубопроводы должны быть защищены изоляционными покрытиями"весьма усиленного типа" (допускается применение покрытий изэкструдированного полиэтилена "усиленного типа" с обязательнымприменением электрохимической защиты (ЭХЗ)); в грунтах высокой коррозионнойагрессивности или при наличии опасного влияния блуждающих токов - защитнымипокрытиями "весьма усиленного типа" с обязательным применениемсредств ЭХЗ.

2.1.4Мероприятия по защите трубопроводов от коррозии должны быть предусмотреныпроектом защиты, который разрабатывается одновременно с проектом строительстваили реконструкции трубопровода.

2.1.5 Проектзащиты разрабатывается на основании данных о коррозионной агрессивности грунтови о наличии блуждающих токов. Указанные данные могут быть получены в результатеизысканий, выполненных организацией, разрабатывающей проект, либоспециализированной организацией, привлекаемой на субподрядных началах. Данные окоррозионной 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 трубопроводовоснованием для проектирования защиты может являться также наличие коррозионныхповреждений на трубопроводах.

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

2.1.7Основные работы по контролю за коррозионным состоянием трубопроводовосуществляют организации, на которые возложена эксплуатация соответствующихтрубопроводов.

В составеэтих организаций создаются специализированные подразделения (службы), основнымифункциями которых являются:

- оценкаопасности коррозии подземных стальных трубопроводов, включая электрическиеизмерения в полевых и лабораторных условиях для определения коррозионнойагрессивности грунтов по трассе трубопроводов и электрические измерения дляопределения характера влияния блуждающих токов (постоянного и переменного) натрубопроводы;

-обследование коррозионного состояния трубопроводов: при их техническомосвидетельствовании, при плановых и аварийных раскопках трубопровода (состояниеизоляции, наличие коррозионных повреждений на трубопроводе - как сквозных, таки несквозных каверн и язв);

-регистрация и анализ причин коррозионных отказов трубопроводов;

- выдачатехнических условий на проектирование ЭХЗ действующих, реконструируемых и вновьсооружаемых трубопроводов для специализированной проектной организации, имеющейлицензию, или самостоятельная разработка проекта ЭХЗ при наличии лицензии напроведение соответствующих работ;

-согласование проектов ЭХЗ, разработанных проектной организацией;

-осуществление технического надзора за строительно-монтажными работами по защитеот наружной коррозии;

- участие впуско-наладке установок ЭХЗ;

- приемка вэксплуатацию защитных покрытий и установок ЭХЗ;

-эксплуатационное обслуживание установок ЭХЗ с проведением регламентных работ всроки и объемах, устанавливаемых производственными нормативно-техническимидокументами, разработанными на основании данной Инструкции;

- ремонтзащитных покрытий и установок ЭХЗ силами специализированных подразделенийпредприятия, эксплуатирующего подземные трубопроводы, или стороннихспециализированных организаций, имеющих соответствующие лицензии;

- ведение ихранение технической документации по защите трубопроводов от коррозии (приналичии технической возможности компьютерная подготовка документов и иххранение на электронных носителях).

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

2.1.9Мероприятия по ограничению утечки токов в землю осуществляют организации ипредприятия, в ведении которых находятся действующие, реконструируемые истроящиеся сооружения, являющиеся источниками блуждающих токов. В частности,требования к сооружениям, конструкциям и устройствам железных дорог поограничению утечки тяговых токов содержатся в "Инструкции по защитежелезнодорожных подземных сооружений от коррозии блуждающими токами" (МПСРФ, 1999 г.).

2.1.10 Приналичии договоренности между организациями - владельцами различныхтрубопроводов возможно устройство совместной защиты, объединяющей в единуюсистему ЭХЗ трубопроводов различного назначения. Если такая договоренностьотсутствует или совместная защита нецелесообразна, то при проектировании иналадке ЭХЗ необходимо предусмотреть устранение ее вредного влияния на смежныесооружения.

Вреднымвлиянием ЭХЗ на соседние металлические сооружения считается:

- уменьшениепо абсолютной величине потенциала по отношению к минимальному или увеличение поабсолютной величине потенциала по отношению к максимальному защитномупотенциалу на соседних подземных металлических сооружениях, защищенных катоднойполяризацией;

- появлениеопасности коррозии на соседних подземных металлических сооружениях, ранее нетребовавших защиты от нее;

- смещение влюбую сторону от стационарного значения потенциала на кабелях связи, незащищенных катодной поляризацией.

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

 

2.2 КРИТЕРИИОПАСНОСТИ КОРРОЗИИ ПОДЗЕМНЫХ СТАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ. ВЫБОР СПОСОБОВ ЗАЩИТЫ ОТКОРРОЗИИ

 

2.2.1Коррозионная агрессивность грунта по отношению к стали характеризуется тремяпоказателями:

- удельнымэлектрическим сопротивлением грунта, определяемым в полевых условиях;

- удельнымэлектрическим сопротивлением грунта, определяемым в лабораторных условиях;

- среднейплотностью катодного тока (jk),необходимого для смещения потенциала стали в грунте на 100 мВ отрицательнеестационарного потенциала (потенциала коррозии).

Если один изпоказателей свидетельствует о высокой агрессивности грунта (см. табл.2.1.1), тогрунт считается агрессивным, и определение остальных показателей не требуется.

 

Таблица2.1.1

 

Коррозионнаяагрессивность грунта по отношению к углеродистой и низколегированной стали

 

Коррозионная агрессивность грунта

Удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м

Средняя плотность катодного тока, А/м2

Низкая

Свыше 50

Менее 0,05

Средняя

От 20 до 50

От 0,05 до 0,20

Высокая

Менее 20

Свыше 0,20

 

Примечание:

Если удельное электрическоесопротивление грунта, измеренное в лабораторных условиях, равно или выше 130Ом·м, оценка коррозионной агрессивности грунта по средней плотности катодноготока не требуется; коррозионная агрессивность грунта принимается низкой.

 

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

2.2.3Опасное воздействие переменного тока на стальные трубопроводы характеризуетсясмещением среднего потенциала трубопровода в отрицательную сторону не менее,чем на 10 мВ, по отношению к стационарному потенциалу, либо наличиемпеременного тока плотностью более 1 мА/см2 (10 А/м2) навспомогательном электроде.

2.2.4Применение ЭХЗ обязательно:

- припрокладке трубопроводов в грунтах с высокой коррозионной агрессивностью (защитаот почвенной коррозии);

- приналичии опасного влияния постоянных блуждающих и переменных токов.

2.2.5 Призащите от почвенной коррозии катодная поляризация подземных стальныхтрубопроводов (кроме трубопроводов, транспортирующих нагретые выше 20 °С жидкиеили газообразные среды) должна осуществляться таким образом, чтобы средниезначения поляризационных потенциалов металла находились в пределах от - 0,85 Вдо - 1,15 В по насыщенному медносульфатному электроду сравнения (м.с.э.).

Примечания:

1. При невозможностиизмерения поляризационных потенциалов допускается осуществлять катоднуюполяризацию таким образом, чтобы средние значения суммарного потенциала -разности потенциалов (включающей поляризационную и омическую составляющие)между трубой и электродом сравнения находились в пределах от - 0,9 В до - 2,5 Вдля трубопроводов с мастичным и ленточным покрытиями, от - 0,9 В до - 3,5 В длятрубопроводов с покрытием из экструдированного полиэтилена.

2. Здесь и далее заисключением оговоренных случаев значения потенциалов приводятся по м.с.э.

 

2.2.6Катодная поляризация подземных стальных трубопроводов, по которымтранспортируются нагретые выше 20 °С среды, должна осуществляться такимобразом, чтобы средние значения поляризационных потенциалов стали находились впределах от - 0,95 В до - 1,15 В.

2.2.7 ЭХЗ откоррозии блуждающими постоянными токами подземных стальных трубопроводов должнаосуществляться таким образом, чтобы обеспечивалось отсутствие на сооружениианодных и знакопеременных зон.

Примечание:

Допускается суммарнаяпродолжительность положительных смещений потенциала относительно стационарногопотенциала за время измерений в пересчете на сутки не более 4 мин/сутки.

 

2.2.8 Призащите подземных стальных трубопроводов в грунтах высокой коррозионнойагрессивности при одновременном опасном влиянии блуждающих токов средниезначения поляризационных потенциалов или суммарных потенциалов должнынаходиться в пределах, указанных в пункте 2.2.5. Измеряемые значенияпотенциалов по абсолютной величине должны быть не менее значения стационарногопотенциала.

2.2.9 Защитастальных подземных трубопроводов от коррозии, вызываемой блуждающими токами отэлектрифицированного на переменном токе транспорта, а также переменными токами,индуцированными от высоковольтных линий электропередач, осуществляется вопасных зонах независимо от коррозионной агрессивности грунтов путем катоднойполяризации. Катодная поляризация должна осуществляться таким образом, чтобысредние значения поляризационных потенциалов находились в пределах от - 0,90 Вдо - 1,15 В или суммарных потенциалов - от - 0,95 В до - 2,5 В длятрубопроводов с мастичными и ленточными покрытиями и от - 0,95 В до - 3,5 В длятрубопроводов с покрытием экструдированным полиэтиленом.

2.2.10 В техслучаях, когда обеспечение защитных потенциалов по п.2.2.5 на действующихтрубопроводах, длительное время находившихся в эксплуатации вкоррозионно-опасных условиях, экономически нецелесообразно, допускается посогласованию с проектной и эксплуатационной организациями и при необходимости сорганом Госгортехнадзора применение "смягченного" критериязащищенности - минимального поляризационного защитного потенциала, равного:

Емин = Ест-0,10 В,

где Ест- стационарный потенциал вспомогательного электрода (датчикапотенциала), см. п.4.7.21.

 

2.3ИЗМЕРЕНИЯ НА ПОДЗЕМНЫХ СТАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДАХ

 

2.3.1 Измеренияна подземных стальных трубопроводах выполняются с целью определения:

- опасностикоррозии;

-эффективности ЭХЗ;

- степенизащищенности;

- качества(состояния) изоляционных покрытий.

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

2.3.3Измерения по определению эффективности ЭХЗ и степени защищенности подземныхтрубопроводов проводятся при опытном опробовании проектируемой защиты, приемкеее в эксплуатацию, при контроле состояния противокоррозионной защитытрубопроводов, находящихся в эксплуатации.

2.3.4Измерения по определению качества изоляционных покрытий проводятся при приемкеподземных трубопроводов и при периодическом приборном контроле действующихтрубопроводов.

2.3.5Измерения по оценке опасности коррозии включают: определение коррозионнойагрессивности грунта, определение наличия блуждающих токов в земле, выявлениеанодных и знакопеременных зон на подземных трубопроводах, определение степенивлияния переменного тока.

2.3.6Определение эффективности ЭХЗ включает:

- измеренияпотенциалов катодно-защищаемых трубопроводов с целью проверки соответствияпотенциалов ГОСТ 9.602-89* и пп.2.2.5-2.2.10 данной Инструкции;

-ориентировочную оценку скорости коррозии стали в грунте с помощью специальныхиндикаторов.

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

2.3.8 Оценкакачества изоляции на эксплуатируемых трубопроводах включает (пп.3.1.10-3.1.15):

- безвскрытия трубопровода: определение сплошности покрытия (например, прибором типаАНПИ, ТИСПИ и др.);

- совскрытием трубопровода: определение толщины, сплошности, адгезии, переходногосопротивления изоляции (например, методом мокрого контакта).

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

 

3 ИЗОЛЯЦИЯТРУБОПРОВОДОВ И РЕЗЕРВУАРОВ

 

3.1 ОБЩИЕТРЕБОВАНИЯ

 

3.1.1 Работыпо нанесению изоляционных покрытий на трубы должны осуществляться в базовыхусловиях на механизированных линиях изоляции в соответствии с Технологическимрегламентом (или Технологической инструкцией), разработанным для каждого типапокрытия и согласованным в установленном порядке. Качество покрытия труб должносоответствовать требованиям Технических условий на каждый вид покрытия.

3.1.2Изоляционные 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 притранспортировании труб, а также при ремонте трубопроводов. При устраненииповреждений заводской изоляции на месте укладки газопровода должно бытьобеспечено соблюдение технологии и технических возможностей нанесения покрытияи контроль его качества. Все работы по ремонту изоляционного покрытия должныбыть отражены в паспорте газопровода.

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

3.1.4Применяемые материалы и покрытия на их основе должны соответствоватьтребованиям Технических условий и иметь сертификаты качества или техническиепаспорта. Возможность применения импортных материалов для защитных покрытийдопускается при их соответствии требованиям ГОСТ 9.602-89* и наличииразрешения, оформленного в установленном порядке. Технология нанесения защитныхпокрытий из импортных материалов должна соответствовать требованиям фирмы -изготовителя этих материалов.

3.1.5 Вновьразрабатываемые материалы для защитных покрытий и их конструкции вводятся впрактику строительства и ремонта трубопроводов в соответствии с требованияминормативно-технической документации, согласованной с головной организацией позащите от коррозии подземных металлических сооружений - разработчиком ГОСТ9.602-89* и утвержденной в установленном порядке.

3.1.6 Привыполнении работ по изоляции труб в базовых условиях, резервуаров, а также впроцессе нанесения покрытий на сварные стыковые соединения трубопроводов, приремонте мест повреждений покрытий должен проводиться контроль качестваподготовки и праймирования поверхности, толщины, адгезии и диэлектрическойсплошности покрытий.

3.1.7Качество работ по очистке, праймированию поверхности и нанесению покрытий натрубы, выполняемых в заводских условиях и на производственных базахстроительно-монтажных организаций, проверяет и принимает отдел техническогоконтроля или лаборатория предприятия. Проверку качества изоляционных работ натрассе должны осуществлять инженерно-технические работникистроительно-монтажной организации, выполняющей изоляционные работы, а такжетехнический надзор заказчика или организации, эксплуатирующей трубопроводы.

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

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

3.1.10Толщину защитных покрытий контролируют приборным методом неразрушающегоконтроля с применением толщиномеров и других измерительных приборов:

- в базовыхи заводских условиях - для покрытий из экструдированного полиэтилена,комбинированных ленточно-полиэтиленовых, ленточных и битумно-мастичных покрытийна каждой десятой трубе одной партии не менее чем в четырех точках поокружности трубы и в местах, вызывающих сомнение;

- втрассовых условиях - для битумно-мастичных покрытий - на 10% сварных стыковтруб, изолируемых вручную, в четырех точках по окружности трубы;

- нарезервуарах - для битумно-мастичных покрытий - в одной точке на каждомквадратном метре поверхности, а в местах перегибов изоляционных покрытий, вчастности, на ребрах - через 1 м по длине окружности.

3.1.11Адгезию защитных покрытий к стали контролируют приборным методом с применениемадгезиметров:

- в базовыхи заводских условиях - через каждые 100 м или на каждой десятой трубе в партии;

- втрассовых условиях - на 10% сварных стыков труб, изолированных вручную;

- нарезервуарах с покрытиями из рулонных и других полимерных материалов - не менеечем в двух точках по окружности резервуара.

Длямастичных битумных покрытий допускается определение адгезии методом вырезатреугольника с углом 45° и отслаивания покрытия от вершины угла. Адгезиясчитается удовлетворительной, если более 50% площади отслаиваемой мастикиостается на металле. Поврежденное в процессе проверки адгезии покрытие должнобыть отремонтировано в соответствии с технологией ремонтов, приведенной внастоящей Инструкции.

3.1.12Сплошность покрытий труб в базовых и заводских условиях контролируют на всейповерхности приборным методом с помощью искрового дефектоскопа при напряжении4,0 или 5,0 кВ на 1 мм толщины покрытия (в зависимости от материала покрытия)после окончания процесса изоляции труб, а также на трассе после ремонтапокрытий трубопроводов, изоляции стыков и резервуаров.

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

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

3.1.15 Передначалом монтажа трубопровода по требованию представителя заказчика должны бытьпредъявлены: сертификаты (паспорта) на каждую партию материалов, из которыхизготовлено покрытие, или результаты лабораторных испытаний материалов - данныелабораторных испытаний проб, взятых из котлов в процессе приготовления битумноймастики; журнал изоляционных работ; акт проверки качества защитного покрытия.

По окончаниистроительства защитных покрытий уложенных трубопроводов и резервуаров принимаютпредставители заказчика и представители организации, эксплуатирующейтрубопроводы, с оформлением Акта на скрытые работы.

 

3.2 ПОКРЫТИЯИЗ ЭКСТРУДИРОВАННОГО ПОЛИЭТИЛЕНА

 

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

3.2.2 Структурапокрытий из экструдированного полиэтилена включает:

-подклеивающий слой (адгезив) толщиной 0,25-0,4 мм;

- наружныйслой толщиной 1,55-2,75 мм (для усиленного типа) и 1,8-3,25 мм (для весьмаусиленного типа).

Общаятолщина защитного покрытий усиленного и весьма усиленного типов должнасоответствовать требованиям табл.3.2.1.

 

Таблица3.2.1

 

 

 

Толщина покрытия, мм, не менее

№ п/п

Диаметр трубы, мм

Усиленного типа

Весьма усиленного типа

1

От 57 до 89

1,8

2,2

2

От 102 до 259

2,0

2,5

3

От 273 до 426

2,2

3,0

4

От 530 до 820

2,5

3,5

5

Свыше 820

3,0

3,5

 

3.2.3Основные требования к покрытиям весьма усиленного типа из экструдированногополиэтилена приведены в табл.3.2.2.

3.2.4 Приэкструзионном нанесении покрытия используют гранулированный полиэтилен высокогои низкого давления и его сополимеры. При этом в конструкции покрытияобязательно предусматривается подклеивающий слой (адгезив).

3.2.5 Вкачестве адгезива должны применяться сополимеры этилена с эфирами акриловойкислоты, адгезионно-активные композиции на основе сэвилена марки 113-27 (ТУ РБ04643628.059-98) либо 113-51 (ТУ 6-04643628-01-93).

 

Таблица3.2.2

 

Основныетребования к полиэтиленовым покрытия весьма усиленного типа*

__________________

* Покрытия изготавливаются поТУ 1394-001-05111644-96; ТУ 1390-003-01284659-00; ТУ 1390-002-01297858-96; ТУ1390-003-00154341-98; ТУ 1390-002-01284659-97; ТУ 1390-005-01297858-98; ТУ РБ03289805.002-98; ТУ 1394-002-47394390-99; ТУ 1394-002-47394390-99 и др.

 

№ п/п

Наименование показателей

Нормируемые значения для покрытий ВУС-типа

1

Адгезия к стальной поверхности, Н/см (кгс/см), не менее

35,0 (3,5)

2

Адгезия к стальной поверхности после выдержки в воде в течение 1000 часов при 20 °С, Н/см (кгс/см)

35,0 (3,5)

3

Диэлектрическая сплошность покрытия. Отсутствие пробоя при напряжении, кВ/мм, не менее

5,0

4

Прочность при ударе при температурах от минус 40 °С до плюс 40 °С, Дж на мм толщины покрытия, не менее:

 

 

для труб Æ 57 мм

3,5

 

для труб Æ 76-159 мм

4,25

 

для труб Æ 219 мм и более

5,0

5

Толщина в зависимости от диаметра труб, мм

От 2,2 до 3,5

6

Переходное электросопротивление, при 20 °С, Ом·м2,

 

 

не менее

 

 

исходное

1·109

 

через 100 суток выдержки в 3% растворе NaСl

1·108

7

Площадь отслаивания покрытия после катодной поляризации при 20 °С (ГОСТ Р 51164-98, Приложение В), см2, не более

5,0

8

Максимальная температура эксплуатации, °С

60

 

3.2.6 Длянанесения основного слоя покрытия могут быть использованы термо- исветостабилизированные композиции полиэтилена высокого давления, изготовленныена основе базовых марок 10203-003, 10404-003, 15303-003 (ГОСТ 16337-77*) всоответствии с рецептурами 09, 10, 12, 14, 97-100, или композиции полиэтиленадля кабельной промышленности марок 153-10К, 102-10К по ГОСТ 16336-77, илидругие композиции полиэтилена, обеспечивающие получение покрытия с показателямисвойств, отвечающими требованиям табл.3.2.2.

3.2.7 Приизоляции методом экструзии трубы по рольгангу проходят через сушильную печь дляудаления с их поверхности влаги и поступают в камеру дробеметной илидробеструйной очистки.

3.2.8 Длянагрева до температуры 170-200 °С трубы поступают в проходную газовую печь илипроходят через кольцевой высокочастотный индуктор.

3.2.9 Принанесении полиэтиленового покрытия методом поперечного экструдирования, натрубы, совершающие равномерное вращательно-поступательное движение, черезщелевую головку первого экструдера поступает лента клеевого слоя (адгезива)толщиной 0,25-0,4 и шириной 100-250 мм.

3.2.10Поверх клеевого слоя из второго экструдера большей мощности также через щелевуюголовку наносится в несколько слоев основное покрытие из термо- исветостабилизированного полиэтилена.

3.2.11Температура изоляционных материалов на выходе из щелевых головок экструдеровсоставляет 180-240 °С. Толщина полиэтиленового покрытия регулируется количествомслоев навиваемой ленты, выходящей из головки экструдера, что регулируетсячастотой вращения трубы и скоростью осевого перемещения труб по рольгангу.Толщина ленты полиэтилена, выходящей из головки экструдера, должна составлятьот 0,5 до 0,8 мм.

3.2.12 Дляуплотнения полиэтиленового покрытия используется прижимной валик сфторопластовой оболочкой, который обеспечивает монолитность покрытия ивыравнивает его поверхность.

3.2.13Покрытие методом продольной экструзии "чулком" для труб диаметром до500 мм наносится с помощью кольцевой двухщелевой головки, подача изоляционныхматериалов в которую обеспечивается двумя или тремя экструдерами в зависимостиот диаметра труб и производительности изоляционной установки.

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

3.2.15 Посленанесения полиэтиленового покрытия его охлаждают до 60-70 °С, орошая трубыхолодной водой. Далее охлажденные трубы поступают на участок контроля качествапокрытия.

 

3.3 ПОКРЫТИЯИЗ ЭКСТРУДИРОВАННОГО ПОЛИПРОПИЛЕНА

 

3.3.1Покрытие из экструдированного полипропилена обладает повышенной механическойпрочностью. Трубы с указанным покрытием могут быть рекомендованы длястроительства газопроводов при закрытых методах прокладки (метод"прокола" и протаскивания через скважины). Конструкция покрытия из экструдированногополипропилена (ТУ 1394-010-04005951-99) включает:

- клеевойподслой на основе термоплавкой полимерной композиции толщиной 0,2-0,4 мм;

- наружныйслой на основе экструдированного термосветостабилизированного полипропиленатолщиной 1,1-2,3 мм (для усиленного типа), 1,6-2,3 мм (для весьма усиленноготипа) и 1,6-2,8 мм (для проколов).

Общаятолщина защитных покрытий в зависимости от назначения и диаметров трубприведена в табл.3.3.1.

 

Таблица3.3.1

 

 

 

Толщина покрытия, мм, не менее

№ п/п

Диаметр трубы, мм

Усиленного типа

Весьма усиленного типа

Для строительства трубопроводов, прокладываемых методом прокола и протаскиванием через скважины

1

До 250

1,5

2,0

2,0

2

От 250 до 273

1,5

2,2

2,0

3

От 273 до 500

1,5

2,2

2,0

4

530 и более

1,8

2,5

2,2

5

820 и более

2,0

2,5

2,5

6

1420

2,5

-

3,0

 

3.3.2Основные требования к покрытиям из экструдированного полипропилена приведены втабл.3.3.2.

 

Таблица3.3.2

 

Основныетребования к покрытиям из экструдированного полипропилена

 

№ п/п

Наименование показателей

Нормируемые значения

1

Адгезия к стальной поверхности, Н/см (кгс/см), не менее

70,0 (7,0) - для труб Æ до 1220 мм

100,0 (10,0) - для труб Æ 1220 и выше

2

Адгезия к стальной поверхности после выдержки в воде в течение 1000 часов при 20 °С, Н/см (кгс/см)

35,0 (3,5) - для труб Æ до 1220 мм

70,0 (7,0) - для труб Æ 1220 и выше

3

Диэлектрическая сплошность при напряжении, кВ

Отсутствие пробоя при напряжении 25 кВ

4

Ударная прочность, Дж на 1 мм толщины покрытия, не менее

8,0 - для труб до Æ 1220 мм

10,0 - для труб Æ 1220 и выше

5

Толщина в зависимости от диаметра труб, мм

от 1,5 до 3,0 (см. табл.3.3.1)

6

Переходное электросопротивление, при 20 °С, Ом·м2, не менее

 

 

- исходное

1·1010

 

- через 100 суток выдержки в 3% растворе NaCI

1·109

7

Площадь отслаивания покрытия при катодной поляризации при 20 °С (ГОСТ Р 51164-98, Приложение В), см2, не более

5,0 - для труб Æ от 219 до 1020 мм

4,0 - для труб Æ 1220 и выше

8

Максимальная температура эксплуатации, °С

80

 

3.3.3 Приэкструзионном нанесении покрытия используют гранулированный полипропиленвысокого и низкого давления и его сополимеры. При этом в конструкции покрытияобязательно предусматривается подклеивающий слой (адгезив).

Оборудованиеи технология нанесения полипропиленового покрытия аналогичны технологиинанесения покрытий из экструдированного полиэтилена, отличаются лишьтемпературные режимы.

3.3.4 Вкачестве клеевого подслоя покрытия применяется композиция типа POLYPROPLENEBB125E фирмы BOREALIS или другие импортные и отечественные полимерные клеевыекомпозиции, обеспечивающие получение защитного покрытия с показателями свойств,отвечающими требованиям НТД, утвержденной в установленном порядке.

3.3.5 Вкачестве наружного защитного слоя покрытия применяется композиция полипропиленатипа POLYPROPYLENE ВВ108Е-1199 фирмы BOREALIS или другие импортные иотечественные композиции полипропилена, обеспечивающие получение защитногопокрытия с показателями свойств, отвечающими требованиям НТД.

 

3.4 ПОКРЫТИЯИЗ ПОЛИМЕРНЫХ ЛИПКИХ ЛЕНТ

 

3.4.1 Дляизготовления ленточных покрытий применяются полиэтиленовые липкие ленты типаПолилен и битумно-полимерные грунтовки типа НК-50 (ТУ 5775-001-12978559-94) илиП-001 (ТУ 102-612-92).

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

3.4.3Основные требования к покрытиям из полиэтиленовых липких лент приведены втабл.3.4.1.

 

Таблица3.4.1

 

Основныетребования к покрытиям весьма усиленного типа из полиэтиленовых липких лент

 

№ п/п

Показатель

Норма

Метод испытаний

1

Адгезия покрытия к трубе, Н/см, (кгс/см), не менее

15,0 (1,5)

ТУ 2245-003-1297895-99

2

Диэлектрическая сплошность покрытия. Отсутствие пробоя при напряжении, кВ/мм, не менее

5,0

-

3

Толщина, мм, не менее

1,8

Магнитный толщиномер

 

3.4.4 Привыборе лент для изоляции подземных газопроводов предпочтение следует отдаватьполиэтиленовым липким лентам. Покрытие на их основе выгодно отличается отпокрытия из поливинилхлоридных липких лент значительно более высокимипоказателями адгезии (1,5 кгс/см против 0,4 кгс/см), механической прочности,устойчивости к катодному отслаиванию, более низким показателем водопоглощения.В связи с этим применять поливинилхлоридные липкие ленты при изоляции подземныхтрубопроводов не рекомендуется.

Основныетребования к полиэтиленовым липким лентам приведены в табл.3.4.2

3.4.5Покрытие из полиэтиленовых липких лент отечественного и зарубежногопроизводства 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.

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

 

Таблица 3.4.2

 

Основныетребования к полиэтиленовым липким лентам

 

№ п/п

Показатель

Полилен (лента изоляционная) ТУ 2245-003-1297859-99

Полилен-ОБ (лента оберточная) ТУ 2245-004-1297859-99

 

 

40-ЛИ-63

40-ЛИ-45

40-ОБ-63

1

Адгезия к праймированной стали, Н/см (кгс/см), не менее

20,0 (2,0)

20,0 (2,0)

-

2

Адгезия в нахлесте ленты к ленте, Н/см (кгс/см), не менее

7,0 (0,7)

7,0 (0,7)

0,5

3

Адгезия к стали после выдержки в воде 1000 часов при 20 °С, Н/см (кгс/см), не менее

15,0 (1,5)

15,0 (1,5)

-

4

Толщина ленты, мм

0,635

0,450

0,635

5

Ширина полотна, мм

450, 225

450, 225

450, 225

6

Длина полотна в рулоне, м

170

125

170

7

Прочность при разрыве, кгс/см, не менее

5,0

5,0

8,0

8

Относительное удлинение при разрыве, %, не менее

200

200

200

9

Удельное электросопротивление, Ом·м, не менее

1,0·1013

1,0·1013

-

 

3.5КОМБИНИРОВАННОЕ ЛЕНТОЧНО-ПОЛИЭТИЛЕНОВОЕ ПОКРЫТИЕ

 

3.5.1Конструкция комбинированного ленточно-полиэтиленового покрытия труб состоит изизолирующего слоя на основе полиэтиленовой липкой ленты и защитного слоя изэкструдированного полиэтилена и должна соответствовать требованиям ТУ1390-014-05111644-98 и ТУ 1390-013-04001657-98. Структура комбинированноголенточно-полиэтиленового покрытия приведена в табл.3.5.1.

 

Таблица3.5.1

 

Структуракомбинированного ленточно-полиэтиленового покрытия весьма усиленного типа длятруб диаметром 57-530 мм

 

Структура покрытия

Толщина покрытия для трубдиаметром

 

До 114 мм

До 250 мм

До 530 мм

Грунтовочный слой - битумно-полимерная грунтовка НК-50 или П-001

Расход 80-120 г/м2 для всех диаметров труб

Изолирующий подслой - липкая полиэтиленовая лента Полилен 40-ЛИ-45

0,45

0,45

0,45

Защитный слой - экструдированный полиэтилен, мм

1,75

2,05

2,55

Общая толщина, мм

2,2

2,5

3,0

 

3.5.2Основные показатели свойств комбинированного ленточно-полиэтиленового покрытиявесьма усиленного типа, приведенные в табл.3.5.2, отвечают требованиям ГОСТ9.602-89*:

- попоказателям адгезии, водостойкости адгезии и стойкости к катодному отслаиванию- требованиям, предъявляемым к покрытиям из полиэтиленовых липких лент;

- по ударнойпрочности, диэлектрическим характеристикам, толщине - требованиям,предъявляемым к покрытиям из экструдированного полиэтилена.

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

 

 

Таблица3.5.2

 

Основныетребования к комбинированному ленточно-полиэтиленовому покрытию весьмаусиленного типа

 

№ п/п

Показатели свойств

Норма

1

Адгезия покрытия к стали, Н/см (кгс/см), не менее, при температурах:

 

 

20 °С

20,0 (2,0)

 

40 °С

10,0 (1,0)

2

Адгезия покрытия к стали после выдержки в воде в течение 1000 ч при 20 °С, Н/см (кгс/см), не менее

15,0 (1,5)

3

Диэлектрическая сплошность покрытия. Отсутствие пробоя при напряжении, кВ/мм, не менее

5,0

4

Прочность при ударе, при температурах от минус 40 °С до плюс 40 °С, Дж на мм толщины покрытия, не менее:

 

 

- для труб Æ 57 мм

3,5

 

- для труб Æ 76-159 мм

4,25

 

- для труб Æ 219 мм и более

5,0

5

Площадь отслаивания покрытия при катодной поляризации при 20 °С (ГОСТ Р 51164-98, Приложение В), см2, не более

5,0

6

Переходное электросопротивление при 20 °С, Ом·м2

 

 

- исходное

1·108

 

- через 100 суток выдержки в 3% растворе NaCI

1·107

 

3.6 ПОКРЫТИЯНА ОСНОВЕ БИТУМНЫХ МАСТИК

 

3.6.1Конструкция покрытия на основе битумных мастик должна состоять из несколькихармированных слоев мастики, нанесенной на трубу по битумному праймеру.Структура покрытий весьма усиленного типа на основе битумных мастик приведена втабл.3.6.1.

 

Таблица3.6.1

 

Структура защитныхпокрытий весьма усиленного типа на основе битумных мастик

 

 

Толщина, мм, не менее

Конструкция и материалы защитного покрытия

каждого слоя

общая

Битумный праймер

Расход - 80 г/м2

 

Битумная мастика

2,5-3

 

Армирующий слой

Не нормирована

 

Битумная мастика

2,5-3

до Æ159 - 7,5 Æ>159 - 9,0

Армирующий слой

Не нормирована

 

Битумная мастика

2,5-3

 

Наружная обертка

В зависимости от материала

 

 

3.6.2Основные требования к покрытиям на основе битумных мастик:

 

Адгезия покрытия к стали на сдвиг при 20 °С, кгс/см2, не менее

5,0

Диэлектрическая сплошность покрытия, кВ, не менее

 

- для толщины 7,5 мм

30,0

- для толщины 9,0 мм

36,0

Переходное электрическое сопротивление, Ом·м2, не менее

 

- исходное

2,0·108

после 100 суток выдержки в 3% растворе NaCI

2,0·107

Площадь отслаивания покрытия при катодной поляризации при 20 °С, см2, не более

5,0

 

 

 

Материалыдля мастичных покрытий (грунтовки, мастики, армирующие и оберточные материалы)

 

3.6.3 Дляприготовления битумной грунтовки (праймера) применяют нетоксичные нефтяныерастворители, обеспечивающие быстрое высыхание грунтовки на металлическойповерхности до "отлипа" и адгезию мастичного покрытия к металлу.

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

3.6.5Приготовленный праймер должен храниться в герметически закрытой таре. Передзаливкой праймера в грунтовочное устройство его обязательно перемешиваютдеревянной лопастью. Гарантированный срок хранения - 6 месяцев.

 

Технологияизготовления мастик

 

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

3.6.7 Дляприготовления мастики битум БНИ-IV освобождают от тары и кусками загружают вкотел на 3/4 его вместимости. Перед загрузкой котел должен быть тщательноочищен. Загруженный битум нагревают при температуре 140-150 °С до полногорасплавления.

3.6.8 Вслучае интенсивного вспенивания для его прекращения в битум добавляютнизкомолекулярный силоксановый каучук СКТН-1 из расчета 2 г на 1 т массы илипеногаситель ПМС-200 в той же пропорции.

3.6.9 После полногообезвоживания при температуре 170-180 °C в битум при непрерывном перемешиваниидобавляют атактический полипропилен (ТУ 6-05-1902-81 и ТУ 6-05-131-2-88) илимодификатор битумных мастик типа ТС-3 (ТУ 9400-001-26503804-96) в количестве неболее 5%.

3.6.10 Дляполучения однородной, без комков и включений мастики необходимо ее интенсивноеперемешивание в процессе изготовления.

3.6.11 Приприменении в качестве наполнителя атактического полипропилена последний следуетдобавлять в расплавленный и обезвоженный битум порциями не более 10-15 кг илидобавлять его в расплавленном виде.

3.6.12 Вцелях предупреждения коксования битумных мастик не следует нагревать их ивыдерживать более 1 часа при температуре выше 190 °С.

Примечание:

Признаком начавшегосякоксования битума является появление на поверхностирасплавленной массы пузырей и зеленовато-желтого дымка.

 

3.6.13Битумные мастики по физико-механическим свойствам должны отвечать требованиям,указанным в табл.3.6.2.

 

Таблица3.6.2

 

Физико-механическиесвойства битумных мастик

 

№ п/п

Мастика

Температура размягчения (ГОСТ 11506- 73*), °С, не менее

Глубина проникновения иглы при 25 °С, (ГОСТ 11501-78*), десятые доли мм, не менее

Растяжимость при 25 °С (ГОСТ 11505-75*), см, не менее

Температура хрупкости, °С, не выше

1

Мастика битумно-атактическая (ТУ 204-РСФСР 1057-80)

80

14

1,5

-5

2

Мастика битумно-полимерная (ТУ 2513-001-15111644-96)

90

15

3,5

-5

3

Мастика битумно-резиновая изоляционная (ГОСТ 15836-79)

 

 

 

 

 

- МБР-75

75

30

4,0

-5

 

- МБР-90

90

20

3,0

0

4

Мастичная композиция для противокоррозионных покрытий "Асмол" ТУ 5623-002-05111644-96)

 

 

 

 

 

- специальная

70-80

50

10,0

-15

 

- марка Б

70-90

15

3,5

-5

5

Мастика битумно-полимерная изоляционная "Транскор" (ТУ 5775-002-32989231-99)

75-83

75-95

23-28

20-23

4,0-6,0

4,0-6,0

-20

-5

 

3.6.14 Дляповышения механической прочности покрытий из мастик в их конструкцию должнывходить слои из армирующих материалов.

3.6.15 Вкачестве армирующих материалов для мастичных битумных покрытий применяютстеклохолсты ВВ-К, ВВ-Г, нетканое полимерное полотно марки С1.100.80-04 (ТУ8390-007-05283280-96) либо С-050-103 (ТУ 8390-002-46353927-99), стеклосеткаЭ(с)4-40. Допускается применять стеклохолсты других марок, соответствующиеосновным показателям, установленным в нормативно-технической документации наВВ-К и ВВ-Г.

3.6.16Армирующие материалы должны отвечать требованиям, приведенным в табл.3.6.3.

 

Таблица3.6.3

 

Основныехарактеристики армирующих материалов

 

 

 

Армирующие материалы

№ п/п

Наименование показателя

Нетканое полимерное полотно ТУ 8390-007-05283280-96

Стеклосетка Э(с) 4-40 (ГОСТ 19907-83)

ВВ-Г

(ТУ 21-23-44-79)

ВВ-К

(ТУ 21-33-43-79)

1

Толщина, мм

-

-

0,5±0,1

0,5±0,1

2

Поверхностная плотность, г/м2

80±4

40

-

-

3

Разрывная нагрузка, Н/50 мм

80

120

80

80

4

Гибкость, число изгибов до появления трещин, не менее

50

150

10

10

5

Устойчивость в горячем битуме (160-170 °С), мин., не менее

5

20

5

5

 

Примечание:

Стекловолокнистые холстыдолжны быть не ворсистыми и без складок. Намотка холста в рулоны должна бытьплотной, ровной с торцов.

 

Технологиянанесения покрытий на основе битумных мастик

 

3.6.17 Принанесении покрытий необходимо выполнять качественную очистку и праймированиеповерхности труб, а также соблюдать температурный режим в процессе изготовлениямастики и нанесения ее на трубы. Толщина наносимого мастичного изоляционногослоя, сплошность и прилипаемость его, степень пропитки армирующих материаловзависят от вязкости мастики, регулируемой изменением температуры в ванне.

3.6.18Покрытия на основе битумных мастик наносятся на трубы в базовых условиях намеханизированных линиях изоляции, включающих печь сушки труб, узел щеточнойочистки поверхности труб, камеру нанесения и сушки грунтовки, битумную ванну ибобинодержатели для армирующих и оберточных материалов, узел водяногоохлаждения покрытия.

3.6.19 Трубыпродвигаются по линии по ролико-опорам и имеют поступательно-вращательноедвижение.

3.6.20 Трубывысушивают при помощи специальной проходной печи или в помещении естественнойсушкой на стеллажах-накопителях.

3.6.21Поверхность труб очищают механическим способом с помощью вращающихсяпроволочных щеток.

3.6.22 Намеханизированных линиях праймер наносят на сухую поверхность труб сразу послеих очистки путем полива из расходной емкости и растирания специальным полотенцем,а в полевых условиях - с помощью кистей, мягкой ветоши и полотенец.

3.6.23 Слойпраймера на поверхности труб должен быть ровным, без пропусков, сгустков ипузырей. Толщина слоя высушенного праймера регулируется его расходом. Расходбитумного праймера - 80 г/м2 изолируемой поверхности.

Праймерперед нанесением покрытия должен быть высушен "до отлипа".

3.6.24Нанесение покрытия на трубы в трассовых условиях должно производиться непозднее, чем через сутки после нанесения праймера.

Притемпературе воздуха выше 30 °С при формировании покрытия как в базовых, так и втрассовых условиях допускается снижение температуры битумной мастики до 140-150°С.

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

3.6.26 Слоиармирующей обмотки и наружная обертка из бумаги должны накладываться на горячуюмастику по спирали с нахлестом и определенным натяжением, исключающим пустоты,складки и обеспечивающим непрерывность слоя мастики и необходимую толщину защитногопокрытия.

3.6.27 Принанесении мастичных покрытий на трубы должны быть оставлены неизолированнымиконцы труб длиной 100-150 мм для труб диаметром 57-219 мм; 150-200 ммдля труб диаметром 219 мм и более.

 

3.7КОМБИНИРОВАННЫЕ МАСТИЧНО-ЛЕНТОЧНЫЕ ПОКРЫТИЯ

 

3.7.1 Кданному виду покрытий относятся:

- покрытиена основе термоусаживающейся ленты и мастики (типа покрытия ПАЛТ, ТУ2256-022-16802026-2000);

- покрытиена основе полимерно-битумной ленты типа ЛИТKOP по ТУ 2245-001-48312016-01, типаЛИАМ-М (модифицированной) по ТУ 2245-024-16802026-00.

3.7.2Структура покрытия ПАЛТ весьма усиленного типа включает:

- грунтовку(расход 80 г/м2);

- мастичныйармированный слой толщиной не менее 4,0 мм;

-термоусаживающуюся ленту.

3.7.3Основные требования к покрытию ПАЛТ весьма усиленного типа приведены втабл.3.7.1.

Таблица3.7.1

 

Основныетребования к покрытию ПАЛТ весьма усиленного типа

 

№ п/п

Показатель

Норма

Метод контроля

1

Внешний вид

Отсутствие складок и гофр

Визуально

2

Адгезия, при 20 °С, кгс/см2

5,0

ГОСТ Р 51164-98 (приложение Б, метод Б)

3

Диэлектрическая сплошность покрытия. Отсутствие пробоя при напряжении, кВ/мм, не менее

5,0

Искровой дефектоскоп

4

Прочность при ударе, при температуре до 40 °С, Дж, не менее

6,0

ГОСТ Р 51164-98 (приложение А)

5

Переходное электросопротивление, Ом·м2

 

ГОСТ Р 51164-98 (приложение Г)

 

- исходное

3·108

 

- через 100 суток выдержки в 3% растворе NaСl, при 20 °С

2·107

6

Толщина

5,0

Толщиномер

7

Площадь отслаивания покрытия при катодной поляризации, см2, при 20 °С, не более, см2

10,0

ГОСТ Р 51164-98 (приложение В)

8

Температура хрупкости мастичного слоя, °С, (по Фраасу)

минус 10 °С

ГОСТ 2678-94

 

3.7.4Покрытие типа ПАЛТ наносится на трубопроводы в процессе строительства илиремонта по очищенной щетками и загрунтованной поверхности. Мастичная композицияперед нанесением должна быть нагрета до температуры 130-140 °С и нанесенаровным слоем по всей поверхности трубы. Для достижения толщины мастичного слоя,равной 4,0 мм, покрытие армируют стеклосеткой. Поверх горячего мастичного слоядолжна быть нанесена по спирали с нахлестом не менее 25 мм термоусаживающаясялента ДРЛ (без адгезионного слоя) толщиной 0,8 мм (ТУ 2245-003-46541379-98) или40-ЛИ-У 70 (ТУ 2245-018-16802026-98).

3.7.5Структура покрытия весьма усиленного типа на основе полимерно-битумных лент(типа ЛИТКОР и ЛИАМ-М) включает:

- битумныйпраймер (расход 80 г/м2);

-полимерно-битумную ленту (изоляционную) толщиной не менее 1,7 мм в два слоя;

- оберткузащитную полимерную липкую толщиной 0,6 мм.

Допускаетсяприменение конструкции покрытия, включающей:

- битумныйпраймер (расход 80 г/м2);

-полимерно-битумную ленту (изоляционную) толщиной не менее 2,0 мм;

-полимерно-битумную ленту (оберточную) толщиной не менее 2,0 мм.

Общаятолщина покрытия должна быть не менее 4,0 мм. Допускается для труб Æ до 159 ммвключительно применять конструкцию из двух слоев полимерно-битумнойизоляционной ленты толщиной каждого слоя не менее 2,0 мм.

3.7.6Основные физико-механические характеристики битумно-полимерных лент приведены втабл.3.7.2.

 

Таблица3.7.2

 

Основныефизико-механические характеристики битумно-полимерных лент

 

№ п/п

Показатель

Норма для ленты типа ЛИТКОР (ТУ 2245-001-48312016-01)

Норма для ленты типа ЛИАМ-М(ТУ 2245-024-16802026-00)

1

Адгезия к праймированной стали при 20 °С, Н/см (кгс/см), не менее

20,0 (2,0)

20,0 (2,0)

2

Ширина, м

450,0

450,0

3

Толщина, мм

 

 

 

- на основе ленты ПВХ

1,5-2,0

-

 

- на основе ленты ПЭКОМ

1,8-2,2

1,7-2,2

4

Основные свойства мастики, нанесенной на ленту:

 

 

 

- температура размягчения по КиШ, °С

80

70

 

- пенетрация, дес. доли мм, при 25 °С

24-30

35

 

- растяжимость при 25 °С, см, не менее

4,0-4,5

4,0

 

- температура хрупкости, °С, не выше:

 

 

 

- для летней

минус 5

0

 

- для зимней

минус 15

минус 20

5

Длина полотна в рулоне, м

20,0-30,0

15,0-20,0

6

Удельное объемное электрическое сопротивление при 20 °С, Ом·м, не менее

1·1010

1·108

 

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

 

 

 

3.8ТЕХНОЛОГИЯ ПРОИЗВОДСТВА И ПРИЕМКИ РАБОТ ПО ИЗОЛЯЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ СУГ

 

Требования кприменяемым материалам и структуре покрытия

 

3.8.1 Дляподземных стальных резервуаров должны применяться защитные покрытия весьмаусиленного типа на основе рулонного наплавляемого материала типа Изопласт-П илибитумных мастик. Наиболее перспективным для изоляции СУГ является рулонныйнаплавляемый битумно-полимерный материал Изопласт-П.

3.8.2Основные физико-механические характеристики рулонного наплавляемого материалаИзопласт-П приведены в табл.3.8.1 и должны соответствовать ТУ5774-005-05766480-95.

 

Таблица3.8.1

 

 Основныефизико-механические характеристики рулонного наплавляемого материала Изопласт-П

 

№ п/п

Показатель

Норма для марки ЭПП-4

1

Масса 1 м2 материала, кг

4,0

2

Разрывная сила при растяжении, Н/на 50 мм, не менее

360

3

Масса вяжущего с наплавляемой стороны, кг/м2

2,0±0,3

4

Масса основы, г/м2, не более

140

5

Водопоглощение за 24 часа, % по массе, не более

1,0

6

Температура хрупкости вяжущего, °С, не ниже

минус 25

 

3.8.3Покрытие резервуаров СУГ объемом до 200 м3 должно состоять из слоябитумного праймера и двух слоев рулонного битумно-полимерного материалаИзопласт-П марки ЭПП-4,0. Функцию обертки выполняет полиэтиленовая пленка,нанесенная на рулонный материал. Общая толщина покрытия должна быть не менее8,0 мм.

3.8.4Покрытие должно хорошо прилипать к поверхности резервуара. Адгезия покрытия насдвиг должна составлять не менее 5,0 кгс/см2. Нижние и верхние слоипокрытия должны быть сплавлены между собой, между слоями не должно быть пазух,вздутий и расслоений. Покрытие должно быть сплошным, без пропусков и прожогов.

 

Технологияпроведения изоляционных работ

 

3.8.5 Работапо изоляции резервуаров СУГ должна проводиться в соответствии с разработаннойтехнологической "Инструкцией по производству работ по нанесениюизоляционного покрытия из рулонного битумно-полимерного материала Изопласт-П нарезервуары для хранения сжиженного газа V = 50-200 м3"и состоит из ряда последовательно проводимых технологических операций:

-предварительный подогрев и сушка поверхности резервуара (при необходимости);

-пескоструйная очистка поверхности резервуара;

-праймирование изолируемой поверхности и подсушивание битумного праймера;

-раскраивание полос материала Изопласт-П в соответствии с требуемыми размерами;

-формирование покрытия путем наклеивания подплавленного с внутренней стороныИзопласта-П и тщательной его прикатки.

3.8.6 Переднанесением покрытия изолируемая поверхность резервуара должна быть очищена отпродуктов коррозии и при необходимости (дождь, снег) подсушена.

Очисткуповерхности необходимо осуществлять с применением пескоструйных аппаратов типа"Стык-325" или аппаратов других марок аналогичного принципа действия,позволяющих с большой скоростью и эффективностью достичь требуемой степениочистки и придания поверхности необходимой шероховатости.

3.8.7 Дляпраймирования поверхности резервуаров СУГ необходимо использовать битумныйпраймер, который приготавливают из битума БНИ-IV и бензина в условияхзаготовительных мастерских.

3.8.8Формирование защитного покрытия на резервуарах СУГ необходимо осуществлятьметодом наклеивания раскроенного полотна Изопласта-П, подплавленного свнутренней стороны. Подплавление Изопласта-П производят пламенем пропановойгорелки, не допуская возгорания и стекания расплавленной мастики. Признакомтого, что мастика достаточно расплавлена, чтобы обеспечить требуемуюприлипаемость к запраймированной поверхности, является образование валикаподплавленной мастики на поверхности рулонного материала.

3.8.9Покрытие наносят по круговому периметру резервуара, наклеивая полотнища Изопласта-Ппо направлению "снизу-вверх".

Наклейкурулонного материала на резервуар производят ярусами, начиная с нижнего. Длинаполотнища не должна быть более 2,0 м.

Нахлестполотнища верхнего яруса на нижний должен составлять не менее 80 мм.

3.8.10 Завершатьобклеечные работы по периметру резервуара необходимо в верхней его части,наклеивая полотнище Изопласта-П таким образом, чтобы одна его половина попадалана правую сторону резервуара, другая - на левую, и при этом обеспечивалсятребуемый нахлест на ниже приклеенный ярус материала.

3.8.11 Чтобыисключить образование пустот и пазух в местах нахлеста одного слоя материала надругой, необходимо сразу же после прикатки произвести шпаклевку кромок покрытиявыступившей из-под рулонного материала подплавленной мастикой.

3.8.12Наклейка полотнищ Изопласта-П по направлению "вдоль резервуара"должна осуществляться "встык". Для герметизации стыковочный шовнагревают горелкой и зашпаклевывают подплавленной мастикой.

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

3.8.14Второй слой наплавляемого рулонного материала сдвигают по отношению к первомутаким образом, чтобы полотнища верхнего слоя перекрывали швы нижележащего слоя.

Технологическиеприемы при наклейке второго слоя рулонного материала в основном такие же, какпри наклейке первого. Однако, при нанесении второго слоя необходимоодновременно с подплавлением рулонного материала осуществлять подогревповерхности ранее наклеенного изоляционного слоя до начала его плавления иплотную его прикатку.

Принесоблюдении этих требований прилипаемость между слоями покрытия будетнедостаточной, в покрытии могут возникнуть расслоения в процессе эксплуатации.

 

Приемкаработ и контроль качества покрытия

 

3.8.15Контроль качества сформированного покрытия осуществляют после того, как еготемпература снизится до температуры окружающего воздуха, но не менее чем через6 часов после его нанесения.

3.8.16 Приконтроле качества покрытия осуществляют:

- внешнийосмотр в процессе послойного формирования покрытия и всей поверхности готовогопокрытия;

- замертолщины магнитным толщиномером типа УКТ-1, МТ-2003И и др., работающими вдиапазоне толщин до 10,0 мм;

- проверкусплошности искровым дефектоскопом;

-определение степени прилипаемости к поверхности резервуара адгезиметром типаСМ-1 или методом "выреза треугольника";

-определение прилипаемости слоев покрытия друг к другу.

 

3.9 ИЗОЛЯЦИЯФАСОННЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ТРУБОПРОВОДОВ В БАЗОВЫХ УСЛОВИЯХ

 

3.9.1 Дляизоляции фасонных элементов (цокольных выводов, углов поворотов, колен,конденсатосборников и др.) подземных трубопроводов следует применять покрытияПАП-М105 и Полур. Допускается применять другие виды покрытий, не уступающие покачеству названным.

3.9.2Покрытие ПАП-М105 (ТУ 2296-001-25895297-99) состоит из двух слоевкомпозиционного материала на основе отвержденной полиэфирной смолы М 105 ТВ,армированного стекловолокнистыми матами. Характеристики покрытия ПАП-М105весьма усиленного типа приведены в табл.3.9.1.

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

 

Таблица3.9.1

 

Характеристикипокрытий весьма усиленного типа для изоляции фасонных соединительных деталейтрубопроводов в базовых условиях

 

№ п/п

Показатель

ПАП-М105

Полур

1

Адгезия к стальной поверхности, кгс/см2, не менее

35,0

35,0

2

Диэлектрическая сплошность покрытия. Отсутствие пробоя при напряжении, кВ/мм, не менее

7,0

5,0

3

Прочность при ударе в диапазоне температур от -40 °С до +60 °С, Дж на 1 мм толщины покрытия, не менее

10,0

5,0 на всю толщину покрытия

4

Толщина, мм, не менее

2,0

До Æ 159 мм - 2,5 >Æ159 мм - 3,5

5

Переходное электрическое сопротивление, Ом·м2, не менее

1·108

1·107

6

Площадь катодного отслаивания при потенциале 1,5 В в 3% растворе NaCl через 30 суток (ГОСТ Р 51164-98, Приложение В), см2, не более

 

 

 

при 20 °С

3,0

5,0

 

при 40 °С

5,0

10,0

 

при 60 °С

10,0

15,0

 

3.9.4Покрытия, приведенные в табл.3.9.1, наносятся на фасонные элементытрубопроводов в условиях трубоизоляционных баз или механических мастерскихсогласно специально разработанным и утвержденным в установленном порядкеТехнологическим инструкциям на каждый вид покрытия. Названные покрытиядопускается наносить в трассовых условиях при соблюдении технологическихпараметров нанесения и отверждения покрытий, а также контроля качестваприменяемых композиций и нанесенного покрытия.

 

3.10ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ НА МЕСТАХ СТРОИТЕЛЬСТВА ПОДЗЕМНЫХ СООРУЖЕНИЙ

 

3.10.1Проведение работ по изоляции сварных стыков, мест врезок, углов поворотов,мелких фасонных частей, а также резервуаров СУГ ручным способом в трассовыхусловиях во время дождя и снегопада допускается только при условии защитыизолируемой поверхности от попадания влаги. При температуре воздуха ниже минус25 °С проведение изоляционных работ запрещается.

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

3.10.3 Передпроведением изоляционных работ в трассовых условиях необходимо:

-ознакомиться с технологией изоляционных работ;

-подготовить необходимое оборудование и приспособления;

-подготовить укрытие для изоляционных работ в случае ненастной погоды илисильного ветра (при нанесении термоусаживающихся лент).

 

Технологияизоляции стыков трубопроводов с покрытием из экструдированного полиэтиленатермоусаживающимися лентами

 

3.10.4Наиболее близким по качеству к покрытию из экструдированного полиэтиленаявляется покрытие стыка, сформированное в трассовых условиях изтермоусаживающихся лент с применением специального оборудования иприспособлений (пескоструйная установка или шлифмашинка, газовые баллоны сгорелками, прикаточные валики и др.).

3.10.5 Дляизоляции стыков могут применяться отечественные термоусаживающиеся лентыДонрад-СТ2 (ТУ 2245-004-46541379-97), ДРЛ-СТ2 (ТУ 2245-001-31673075-97),Терма-СТ (ТУ 2245-002-44271562-00), ЛТА-С (ТУ РБ 03230835-005-98), а такжетермоусаживающиеся ленты фирмы Райхем класса не ниже С50. Толщинатермоусаживающейся ленты должна быть не менее 1,8 мм. Основныефизико-механические показатели качества названных лент приведены в табл.3.10.1.

 

Таблица3.10.1

 

Показателикачества термоусаживающихся лент

 

 

 

Норма для лент типа

№ п/п

Показатель

Донрад-СТ2(ТУ 2245-004-46541379-97), ДРЛ-СТ2 (ТУ 2245-001-31673075-97)

ЛТА-С (ТУ РБ 03230835-005-98)

Терма-СТ

(ТУ 2245-002-44271562-00)

1

Прочность адгезионного соединения со сталью, Н/см (кгс/см), не менее

 

 

 

 

- при 20 °С на воздухе

35,0 (3,5)

45,0 (4,5)

50,0 (5,0)

 

- после выдержки в воде при 20 °С в течение 1000 ч.

30,0 (3,0)

-

35,0 (3,5)

2

Прочность адгезионного соединения с полиэтиленовым покрытием, Н/см (кгс/см), не менее

 

 

 

 

- при 20 °С на воздухе

35,0 (3,5)

45,0 (4,5)

50,0 (5,0)

 

- после выдержки в воде при 20 °С в течение 1000 ч.

-

-

35,0 (3,5)

3

Прочность при разрыве, МПа, не менее

12,0

12,0

12,0

4

Относительное удлинение при разрыве, %, не менее

200

250

200

5

Температура усадки,°С, не менее

130

110-130

130-160

6

Степень усадки в продольном направлении, %, не менее

20

20

10-25

7

Удельное объемное электро-сопротивление, Ом·см, не менее

-

1·1015

-

8

Толщина, мм

1,4-2,0

0,5-1,8

1,2-2,4

9

Ширина, мм

300; 450

225; 450; 630

350; 450; 610

 

3.10.6Изоляция сварных стыков термоусаживающимися лентами должна выполняться поприведенной ниже технологии и состоит из ряда последовательно проводимыхтехнологических операций:

-предварительный подогрев и сушка стыка (при необходимости);

- очистказоны сварного стыка шлифмашинкой или пескоструйным аппаратом;

-формирование манжеты и ленты;

- нанесениеи усадка манжеты и нагрев стыка.

3.10.7Формирование манжеты.

Термоусаживающаясялента, используемая для изоляции сварного стыка труб, вырезается таким образом,чтобы ее нахлест на заводское изоляционное покрытие составлял не менее 70 мм, адлина соответствовала длине окружности трубопровода плюс 20% от этой длины натермоусадку материала, плюс 100 мм на нахлест при формировании манжеты.

Формированиеиз ленты кольцевой манжеты проводится непосредственно на трубопроводе рядом состыком. При этом заготовка ленты по кольцу изгибается вокруг сварного стыкатрубопровода. Величина нахлеста ленты должна составлять не менее 100 мм. Подманжету в месте нахлеста ленты подставляется прокладка из термостойкогоматериала (фторопласта). После чего с помощью ручной газовой горелки прогреваютадгезионный подслой ленты в месте нахлеста до образования расплава, а затемвручную с применением прикатывающего валика производят уплотнение местанахлеста ленты. По мере остывания расплава происходит склеивание ленты иформирование кольцевой манжеты.

Подготовленнуюманжету оставляют рядом с зоной сварного стыка трубопровода до тех пор, пока непрогреют стык до необходимой температуры.

3.10.8Нагрев зоны сварного стыка до необходимой температуры (130-140 °С) производятручными газовыми горелками различных конструкций. Газовая горелка должнаобеспечивать получение факела не коптящего пламени длиной не менее 300 мм ишириной до 100 мм. Контроль температуры нагрева стыка в разных точках осуществляютпробным контактом полоски ленты, прикладываемой к поверхности разогретого стыкаподклеивающим слоем. Если подклеивающий слой ленты при контакте с металломтрубы быстро плавится и прилипает к стальной поверхности, температура стыкадостаточная для формирования покрытия из термоусаживающейся ленты. При нагревестыка до указанной выше температуры металл приобретает сизоватый цвет.

3.10.9 Краяпримыкающего к стыку покрытия также должны быть нагреты мягким пламенем горелкидо 90-100 °С, полиэтилен при этом может слегка размягчиться.

3.10.10Нанесение и усадка манжеты.

Посленагрева изолируемой зоны до необходимой температуры термоусаживающаяся манжетаустанавливается на место сварного стыка. Величина нахлеста манжеты на заводскоепокрытие труб должна составлять не менее 70 мм по обе стороны сварного стыка.

Процесстермоусаживания манжеты начинается с ее фиксирования на зоне сварного стыка.Это достигается равномерным прогревом центральной части манжеты по всемупериметру, в результате чего манжета дает усадку и фиксируется на трубе. Дляобеспечения равномерности усадки материала и предотвращения сваривания манжетык верхней образующей трубопровода в самом начале процесса усадки между манжетойи трубой по обеим сторонам манжеты устанавливаются эластичные специальныекольцевые прокладки  толщиной 10-15 мм (могут быть изготовлены из отрезковкабеля и  т.д.).

Послезакрепления манжеты на изолируемом участке трубопровода прокладки вынимаются ипроизводится прогрев и усадка всей манжеты.

Процессусадки ведется от центра манжеты к кромкам. При этом для обеспечениямаксимального адгезионного контакта между манжетой и изолируемым участкомтрубопровода нельзя допускать образования под покрытием воздушных пузырей,складок. Уплотнение, выравнивание покрытия может производиться вручную (спомощью рукавицы), прикатывающим эластичным валиком, дощечкой с мягкой,эластичной набивкой и др.

Термоусаживающаясяманжета должна плотно, без гофр и складок облегать изолируемый участоктрубопровода с выходом валика расплава адгезионного подслоя ленты из-подманжеты на заводское покрытие.

3.10.11Контроль качества изолируемого стыка.

Сформированноезащитное покрытие должно удовлетворять следующим требованиям:

- иметьодинаковую величину нахлеста на заводское покрытие;

- копироватьрельеф изолируемой поверхности сварного стыка без гофр, морщин, протяженных илокальных воздушных включений;

- не иметьпроколов, задиров и других сквозных дефектов;

- толщинасформированного покрытия должна быть не менее 1,8 мм;

- показательпрочности адгезионной связи сформированного покрытия с металлом и заводскимполиэтиленовым покрытием должен составлять не менее 3,5 кг на см шириныотслаиваемой полосы.

 

Изоляциястыков и ремонт мест повреждений полимерных покрытий трубопроводов сприменением полиэтиленовых липких лент и полимерно-битумных лент

 

3.10.12 Дляизоляции стыков и ремонта мест повреждений полимерных покрытий трубопроводов(из экструдированного полиэтилена, из полиэтиленовых липких лент и др.) могутприменяться полиэтиленовые липкие ленты типа Полилен 40-ЛИ-45 иполимерно-битумные ленты типа ЛИТКОР.

3.10.13Полиэтиленовые липкие ленты толщиной 0,45 мм могут применяться для изоляциистыков газопроводов малых и средних диаметров (Æ57-530) мм с заводскимпокрытием преимущественно из полиэтиленовых липких лент. Допускается применениеуказанных лент для изоляции стыков трубопроводов, построенных из труб спокрытием из экструдированного полиэтилена, при условии, что с концов трубполиэтиленовое покрытие снято на конус под углом не более 30° и что на 100 мм примыкающегок стыку покрытия создана шероховатость. Невыполнение указанного условияприводит к браку в покрытии стыка.

Липкие лентыдолжны наноситься на стык по специальному клеевому праймеру, выпускаемому подкаждый вид ленты, с усилием натяжения 1,5¸2,0 кгс на см ширины навиваемойполосы.

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

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

3.10.16Технология изоляции стыка полиэтиленовыми липкими лентами состоит из следующихтехнологических операций:

- очисткаизолируемой поверхности трубопровода и нанесение грунтовки типа НК-50, П-001 идр., специально выпускаемых под каждый вид ленты;

-заравнивание выступающего клейма сварщика и сварного шва пластичной битумноймастикой, нанесенной по праймеру;

- снятие наконус под углом не более 30° примыкающего к стыку ПЭ-покрытия и придание емушероховатости на длине 100 мм металлическими щетками или шлифмашинкой (если этоне сделано в заводских условиях);

- снятие спримыкающего к стыку покрытия защитной обертки на длине около 100 мм (относитсяк покрытию из полиэтиленовых липких лент);

- нанесениена подготовленную поверхность сварного стыка изоляционной полиэтиленовой лентыс нахлестом более 65% для получения 3 слойного покрытия.

Нахлест напримыкающее к стыку покрытие линейной части трубы должен быть не менее 100 мм,т.е. на тот участок, с которого была снята защитная обертка.

3.10.17Нанесение изоляционной ленты на стык должно осуществляться по подсохшей"до отлипа" грунтовке, причем грунтовка должна наноситься не толькона околошовную зону сварного стыка, но и на примыкающее к стыку полиэтиленовоепокрытие. Грунтовка должна наноситься равномерным слоем, особое вниманиенеобходимо уделять равномерности нанесения грунтовки на нижнюю образующую стыкатрубопровода. Не допускается наличие пропусков грунтовки по поверхности. Расходгрунтовки - 80 г/м2.

3.10.18 Настык, изолированный полимерной липкой лентой, должны наносить защитнуюполимерную обертку в один слой с нахлестом витков 2¸2,5 см.

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

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

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

3.10.22Изоляцию стыковых соединений и фасонных элементов трубопроводов, включаяконденсатосборники, с указанными полимерными покрытиями полимерно-битумнымилентами типа ЛИТКОР необходимо производить по следующей технологии:

- сушка иподогрев изолируемой поверхности (в зимнее и сырое время года);

- очисткаизолируемой поверхности (ручная - металлическими щетками или механизированная -шлифмашинками);

- обработкаконцевых участков полиэтиленового покрытия (50-70 мм) щетками для приданияглянцевой поверхности шероховатости;

- нанесениена изолируемую поверхность кистью или валиком битумного праймера;

- навивка попраймеру заранее заготовленной полосы ленты ЛИТКОР. Навивку следуетпроизводить, предварительно освободив липкую мастичную сторону ленты отантиадгезионной прокладки и нагревая мастичный слой пламенем паяльной лампы илипропановой горелки до начала его подплавления. Прогретую ленту слегканатягивают и прижимают к изолируемой поверхности трубопровода. Во избежаниеобразования пузырей и для плотного прилегания к трубе ленту дополнительноприкатывают валиком.

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

3.10.24Сформированное покрытие стыка из ленты типа ЛИТКОР должно удовлетворятьследующим требованиям:

- иметьвеличину нахлеста на покрытие трубы не менее 70 мм;

- копироватьрельеф изолируемой поверхности без гофр, быть плотным, без пазух и воздушныхвключений;

- толщинапокрытия весьма усиленного типа должна быть не менее 4,0 мм;

- адгезияпокрытия из ленты типа ЛИТКОР к поверхности трубы и к полимерному покрытиюдолжна составлять не менее 1,5 кгс/см. При нанесении ленты по подсушенномупраймеру адгезия формируется быстро, в связи с чем измерение адгезии можнопроводить сразу после остывания покрытия. При нанесении ленты по"мокрому" праймеру адгезия формируется до указанной величины не менеесуток;

- покрытиедолжно быть сплошным при проверке искровым дефектоскопом при напряжении на щупе20 кВ;

3.10.25Ремонт мест повреждений покрытия из экструдированного полиэтилена необходимовыполнять с применением термоусаживающихся лент или ленты типа ЛИТКОР, а покрытийиз полиэтиленовых липких лент - лентой типа ЛИТКОР или полиэтиленовой липкойлентой Полилен 40-ЛИ-45 (аналогично технологии изоляции стыков, изложенной вп.3.10.16).

3.10.26Работы по ремонту покрытий из экструдированного полиэтилена термоусаживающимисялентами включают следующие технологические операции:

- очистказоны ремонтируемого участка покрытия (стальная поверхность, соседние участкизаводского покрытия не менее 50 мм от края дефекта);

- нагрев(сушка) ремонтируемого участка. Температура предварительного подогрева вновьизолируемой поверхности стали и прилегающих участков заводского (базового)покрытия определяется соответствующей технической документацией на данныйматериал;

- нанесениеленты-заполнителя. В качестве заполнителя может применяться лента-заполнительтипа "Герлен-Д". При незначительной толщине покрытия (менее 2,0 мм)допускается применять заплату из термоусаживающейся ленты;

- нанесениезащитной заплаты из термоусаживающейся ленты. Заплата вырезается таким образом,чтобы ее нахлест на неповрежденное заводское покрытие составлял не менее 50 мм,а при больших и протяженных дефектах - не менее 70 мм.

3.10.27Ремонт мест повреждений с применением полимерно-битумной ленты типа ЛИТКОРвключает следующие технологические операции:

- зачистка покрытиявокруг оголенного участка трубопровода;

- нанесениена оголенную металлическую поверхность битумного праймера и его высушивание;

-наклеивание заплаты на запраймированный участок, вырезанной из ленты типаЛИТКОР по форме поврежденного участка изоляции. Мастичный слой заплаты переднаклеиванием подплавляют пламенем паяльной лампы или газовой горелки;

-подплавление и наложение поверх первого слоя второго слоя заплаты сперекрыванием его не менее чем на 50 мм во все стороны. Для получения плотногопокрытия его прикатывают валиком (через антиадгезионную бумагу).

Дляпредотвращения сдвиговых деформаций при засыпке трубопровода грунтом (особеннона трубопроводах больших диаметров) поверх заплаты накладывают кольцевой бандажиз любой полимерной ленты с липким слоем.

 

Изоляциястыков и ремонт мест повреждений покрытия трубопроводов, построенных из труб смастичным битумным покрытием

 

3.10.28 Дляизоляции стыков трубопроводов и ремонта мест повреждений покрытия должныприменяться преимущественно битумные мастики тех марок, из которых сформированопокрытие трубы, в частности, битумно-резиновая мастика (ГОСТ 15836-79),битумно-атактическая мастика (ТУ 204 РСФСР 1057-80) и битумно-полимернаямастика (ТУ 2513-001-05111644-96), а также полимерно-битумная лента типа ЛИТКОР(ТУ 2245-001-48312016-01), являющаяся более технологичной в трассовых условиях,чем битумные мастики, и рулонный наплавляемый битумно-полимерный материал типаИзопласт-П (ТУ 5774-005-05766480-95).

3.10.29Требования к применяемым материалам:

- битумно-резиноваямастика должна быть заводского изготовления;

-битумно-атактическая мастика изготавливается в битумно-варочных котлах вусловиях трубоизоляционных баз и разливается в мешки из крафт-бумаги илибидоны;

-битумно-полимерная мастика также изготавливается в условиях трубоизоляционныхбаз из битума БНИ-IV с добавлением полимерного модификатора (ТУ9400-001-26503804-96) в количестве от 3 до 6%.

Основныефизико-механические характеристики битумных мастик, рекомендуемых для изоляциистыков и мест повреждений покрытия, приведены в табл.3.6.1 (п.3.6.1).

Основныепоказатели качества ленты типа ЛИТКОР и рулонного наплавляемого материала типаИзопласт-П приведены в табл.3.7.2 (п.3.7.6) и табл.3.8.1 (п.3.8.2)соответственно.

В качествеармирующих и оберточных материалов для изоляции стыков и ремонта местповреждений мастичных битумных покрытий необходимо применять рулонные материалытипа "Бризол":

-Поликром-БР (ТУ 66.30.019-93);

- полотнорезиновое гидроизоляционное (ТУ 38.105436-77 с учетом Изм. № 4 от 25.09.94 г.).

Допускаетсяприменять в качестве армирующего материала для изоляции стыков стеклохолст,стеклосетку Э(с)-40, нетканое полимерное полотно (п.3.6.15).

Основныетребования к рулонным гидроизоляционным материалам приведены в табл.3.10.2.

 

Таблица3.10.2

 

Физико-механическиехарактеристики рулонных гидроизоляционных материалов типа Бризол (ТУ38-105-1819-88)

 

№ п/п

Показатель

Норма

1

Условная прочность при растяжении, МПа (кгс/см2), не менее

0,6 (6)

2

Относительное удлинение при разрыве, %, не менее

60

3

Водопоглощение за 24 часа, %, не более

0,8

4

Эластичность, количество двойных перегибов, не менее

10

5

Гибкость на стержне диаметром 10 мм при температуре минус 5 °С

не должно быть трещин

6

Гарантийный срок хранения со дня изготовления

6 месяцев

 

Технологияизоляционных работ

 

3.10.30Технология изоляции сварных соединений трубопроводов и ремонта мест поврежденийбитумных покрытий, а также нанесения покрытий на фасонные части сиспользованием битумных мастик и рулонного материала типа Бризол или другихармирующих материалов должна включать следующие основные операции:

- очисткуизолируемой поверхности стыка (ручная - щетками или наждачной бумагой № 2, № 3;механизированная - шлифмашинкой);

- обработкуконцевых участков примыкающего к зоне сварного стыка битумного покрытия путемсрезания его на конус на расстоянии 100¸150 мм, для чего удаляют с покрытияобертку из бумаги. Затем срезанное на конус покрытие выравнивают, подплавляяего газовой горелкой или паяльной лампой;

- сушку иподогрев стыка (в зимнее и сырое время года);

- нанесениена очищенную поверхность стыка кистью или валиком битумного праймера,приготовленного из битума БНИ-IV и бензина (не содержащего солярку) всоотношении 1:3 по объему;

- нагревмягким пламенем газовой горелки (или паяльной лампой) примыкающих к зонесварного стыка или места врезки концевых участков мастичного битумного покрытиядлиной около 100¸150 мм до начала оплавления мастики;

- нанесениепо высохшему праймеру первого слоя горячей (140¸160) °С битумно-полимерноймастики, армированной 1 слоем рулонного материала типа Бризол или стеклотканьюЭ(с)4-40 (ГОСТ 19907-83);

- нанесениевторого слоя горячей битумно-полимерной мастики, также армированной 1 слоемБризола или стеклотканью Э(с)4-40.

Приармировании покрытия Бризолом необходимая общая толщина достигается за счетнанесения двух слоев, а при армировании мастики стеклосеткой или нетканымполимерным полотном требуемая толщина покрытия достигается за счет нанесениятрех слоев.

Принанесении покрытия необходимо соблюдать следующие требования:

- ширинанахлеста формируемого на стыке покрытия на мастичное покрытие линейной частитрубы должна быть не менее 100 мм;

- полотноБризола целесообразно наносить на стык путем оборачивания им стыка, при этомширина полотна должна определяться длиной стыка плюс 140¸200 мм. Приизоляции мест врезок углов поворота и отводов необходимо использовать узкуюленту Бризола или стеклоткани (шириной 70¸100 мм) и формировать покрытиеметодом навивки по спирали, причем витки ленты Бризола, армирующие первый слойбитумно-полимерного покрытия, не должны нахлестывать друг на друга. Второй(оберточный) слой наносится с нахлестом не менее 20 мм;

- приизоляции стыка по указанной технологии следует проводить послойную прикаткусформированного покрытия валиком в целях избежания пустот и неровностей, атакже для улучшения прилипаемости покрытия, как к металлу, так и к имеющемусябитумному покрытию.

При ремонтес применением битумных мастик необходимо выполнять следующие технологическиеоперации:

- на подогретыйдо оплавления участок с поврежденным битумным покрытием наносят из лейки слойгорячей битумной мастики и накладывают поверх него заранее приготовленнуюзаплату из Бризола, перекрывающую дефект в покрытии не менее чем на 50 мм повсему периметру;

- затемнаносят второй слой расплавленной битумной мастики и его накрывают заплатой изБризола с нахлестом, не менее чем на 100 мм, перекрывающим 1-й слой покрытия.Сформированное покрытие в горячем виде прикатывают деревянным валиком дляустранения воздушных пузырей, гофр и для более плотного межслойного сцепленияпокрытия;

- толщинаизоляционного покрытия зоны сварного стыка и на отремонтированном участке натрубах Æ 159 ммдолжна быть не менее 7,0 мм, на трубах Æ свыше 159 мм - не менее 8,0 мм;

- Бризол,температура хрупкости которого согласно ТУ до - 5 °С, следует хранить в зимнеевремя в трассовых условиях в вагончиках, и перед нанесением на стык слегкапрогреть ленту паяльной лампой или мягким пламенем газовой горелки, не допускаядеформации полотна;

- степеньприлипаемости покрытия, как к металлу, так и к существующему покрытию должнабыть удовлетворительной и соответствовать ГОСТ 9.602-89* (для покрытий наоснове битумных мастик);

- воизбежание расслоения между наносимой на стык мастикой и существующим на трубемастичным покрытием необходимо в обязательном порядке прогревать до оплавлениясуществующее на трубе покрытие. Качество изоляции стыка или отремонтированногоучастка покрытия в значительной степени зависит от соблюдения технологииизоляционных работ.

3.10.31Изоляция стыковых соединений трубопроводов с мастичным битумным покрытием сприменением полимерно-битумных лент типа ЛИТКОР должна включать следующиетехнологические операции:

- подготовкуповерхности стыка или места врезки трубопроводов к работам по нанесениюпокрытия из ленты типа ЛИТКОР проводят, как указано в п.3.10.30;

- нанесениепервого изоляционного слоя ленты по битумному праймеру путем наклеивания лентышириной, равной ширине изолируемого стыка. Перед наклеиванием ленту ЛИТКОР необходимоосвободить от антиадгезионной пленки и прогреть мастично-полимерный слойпламенем пропановой горелки до начала его подплавления. Прогретую ленту ЛИТКОРнеобходимо слегка натянуть и прижать к изолируемой поверхности трубопровода. Воизбежание образования пузырей и для плотного прилегания к трубе лентунеобходимо дополнительно прикатать валиком;

- нанесениеповерх первого, изоляционного слоя второго, оберточного слоя из ленты ЛИТКОРбольшей ширины. Ширину навиваемой полосы второго слоя ленты необходимо выбиратьтаким образом, чтобы образовался нахлест на обе стороны основного покрытия неменее 7,0 см. Ленту наносят также путем подогрева пламенем газовой горелкимастичного слоя и прикаткой к уже имеющемуся покрытию;

- дляувеличения механической прочности формируемого покрытия стыка на основе лентыЛИТКОР желательно второй слой наносить из ленты ЛИТКОР-оберточной. Приотсутствии ленты ЛИТКОР-оберточной покрытие необходимо формировать из двухслоев ленты ЛИТКОР-изоляционной плюс обертка из полиэтиленовой ленты типаПолилен или аналогичных лент.

3.10.32Показатели качества покрытия стыка лентой типа ЛИТКОР должны соответствоватьтребованиям п.3.10.24.

 

Технологияремонта поврежденных участков мастичного покрытия в трассовых условияхнаплавляемым рулонным материалом Изопласт-П

 

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

3.10.34Отслоившееся мастичное покрытие в зоне сквозного дефекта должно быть удалено струбы, а края оставляемого покрытия освобождены от бумаги, зачищены на конус вразогретом виде с применением ножа или металлического шпателя. Поверхностьоголенного металла трубопровода на участках дефекта необходимо зачистить отржавчины стальными проволочными щетками, высушить и запраймировать битумнымпраймером.

3.10.35Работы по ремонту поврежденного мастичного покрытия подземных газопроводоввключают следующие технологические операции:

-выкраивание из рулонного материала двух заплат, форма и размер одной из которыхсоответствует форме повреждения покрытия, вторая заплата должна перекрыватьпервую по площади не менее чем на 5 см в каждую сторону;

- оплавлениекраевых участков поврежденного покрытия пламенем паяльной лампы;

-праймирование оголенного металла трубы битумным праймером;

-подплавление пламенем паяльной лампы или газовой горелки с внутренней сторонызаплаты и наложение ее на поврежденный участок покрытия таким образом, чтобызаплата как можно точнее легла на оголенный участок трубы и заполнила его.Заплату плотно прикатывают к трубе специальным валиком с антиадгезионнойпропиткой или прижимают рукавицей;

-подплавление и наложение поверх первого слоя второго слоя заплаты сперекрыванием его не менее чем на 5 см во все стороны, однако при нанесениивторого слоя необходимо одновременно с подплавлением рулонного материалаосуществлять подогрев поверхности ранее наклеенного изоляционного слоя доначала его плавления и плотную его прикатку.

Принесоблюдении этих требований прилипаемость слоев покрытия друг к другу будетнедостаточной, в покрытии могут возникнуть расслоения в процессе эксплуатации.

3.10.36Общая толщина покрытия весьма усиленного типа на основе Изопласта-П наотремонтированном участке должна быть не менее 7,5 мм.

Покрытиедолжно хорошо прилипать к поверхности трубы и к основному мастичному покрытию.Адгезия покрытия на сдвиг должна составлять не менее 5,0 кгс/см2.Нижний и верхний слои покрытия должны быть сплавлены между собой, между слоямине должно быть пазух, вздутий и расслоений. Покрытие должно быть сплошным, безпропусков и прожогов.

3.10.37 Дляподплавления мастичного слоя ленты типа ЛИТКОР и Изопласта-П необходимоприменять паяльные лампы либо газовые горелки, работающие от пропановыхбаллонов типа БП-3-50 емкостью 50 л, оснащенных регулятором давления(редуктором) типа БПО-5-3.

3.10.38Изоляция стыков, отводов, углов поворотов, мест врезок и заглушектрубопроводов, построенных из труб с различными видами покрытий, должнавыполняться универсальной полимерно-битумной лентой типа ЛИТКОР, а такжеполиэтиленовой лентой Полилен 40-ЛИ-45, или битумно-полимерной мастикой, армированнойБризолом. Технологии изоляционных работ аналогичны приведенным в п.п.3.10.16,3.10.22, 3.10.30 и 3.10.31. Участки стыковки трубопроводов с различными видамипокрытий должны выполняться материалами, приведенными в табл.3.10.3.

 

Таблица3.10.3

 

Материалы,рекомендуемые для изоляции отводов, углов поворотов, мест врезок, заглушек,мест приварки шин для КУ для газопроводов с различными видами покрытий

 

№ п/п

Покрытие действующего трубопровода

Покрытие вновь присоединяемого трубопровода

Материал для изоляции мест присоединения (врезки)

1

Мастичное битумное

Из экструдированного полиэтилена

Полимерно-битумная лента типа ЛИТКОР

2

Мастичное битумное

Из полиэтиленовых липких лент

Полимерно-битумная лента типа ЛИТКОР

3

Мастичное битумное

ПАП-М 105

Полимерно-битумная лента типа ЛИТКОР

4

Мастичное битумное

Мастичное битумное

Полимерно-битумная лента типа ЛИТКОР, битумные мастики + Бризол

5

Из экструдированного полиэтилена

ПАП-М 105

Полимерно-битумная лента типа ЛИТКОР

6

Из экструдированного полиэтилена

Из полиэтиленовых липких лент

Полимерно-битумная лента типа ЛИТКОР, Полилен 40-ЛИ-45 (на прямых участках)

7

Из экструдированного полиэтилена

Из экструдированного полиэтилена

Полимерно-битумная лента типа ЛИТКОР и Полилен 40-ЛИ-45 (на прямых участках)

8

Из полиэтиленовых липких лент

Из полиэтиленовых липких лент

Полимерно-битумная лента типа ЛИТКОР, Полилен 40-ЛИ-45 (на прямых участках)

9

Из полиэтиленовых липких лент

ПАП-М 105

Полимерно-битумная лента типа ЛИТКОР

 

3.11СКЛАДИРОВАНИЕ И ТРАНСПОРТИРОВКА ИЗОЛИРОВАННЫХ ТРУБ И РЕЗЕРВУАРОВ СУГ

 

3.11.1 Прискладировании изолированных труб и резервуаров, а также их транспортировании кместам строительства следует принимать меры для предохранения защитногопокрытия от повреждения и учитывать требования "Инструкции по хранению,погрузке, транспортировке и разгрузке изолированных труб" (Сборникруководящих материалов по защите городских подземных трубопроводов от коррозии.М., "Недра", 1987 г.).

3.11.2Поднимать, перемещать и опускать изолированные трубы и резервуары необходимо спомощью механизмов вертикального транспорта (автомобильных или башенных кранов)с надежными захватными приспособлениями. Не допускается применение канатов,цепей и других грузозахватных устройств, которые могут повредить покрытие.

Башенныекраны применяются при разгрузке с трубоизоляционных устройств, складировании ипогрузке изолированных труб на автомобильный транспорт.

Автомобильныекраны применяются при разгрузке изолированных труб на местах сооружениятрубопроводов, а также на погрузке и разгрузке труб в железнодорожныйтранспорт.

3.11.3Разгрузка изолированных труб на местах строительства трубопроводов должнапроизводиться с применением мягких полотенец, капроновых кольцевых стропов илистальных стропов с торцевыми захватами.

3.11.4 Трубыс покрытием на трассе или строительной площадке должны укладываться наинвентарные прокладки, обеспечивающие сохранность покрытия. Укладыватьизолированные трубы непосредственно на землю запрещается.

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

3.11.6Транспортирование изолированных труб должно производиться в железнодорожныхполувагонах или автомобильным транспортом, оборудованным турникетными коникамии комплектуемым прицепами-роспусками, на которых также установлены турникетныеконики с резиновыми прокладками, предохраняющими покрытие от повреждений.

3.11.7Размещение и крепление изолированных труб в полувагонах должно производиться всоответствии с требованиями "Технических условий погрузки и креплениягрузов" МПС и действующей на предприятии - изготовителе документации,согласованной с МПС.

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

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

3.11.10 Придлительном (более 0,5 года) хранении труб с покрытием и изолированныхрезервуаров СУГ рекомендуется не допускать попадания на них прямых солнечныхлучей.

3.11.11 Прискладировании изолированных труб должны выполняться следующие требования:

- трубы спокрытием должны храниться на стеллажах, оборудованных поперечнымивертикальными упорами, исключающими самопроизвольное скатывание труб. Нижнийряд труб должен укладываться на ложементы;

- высоташтабеля для труб с мастичным битумным покрытием не должна превышать 2 м;

- высоташтабеля для труб с полимерными покрытиями (из экструдированного полиэтилена,ленточно-полиэтиленовым, из полиэтиленовых липких лент) не должна превышать 3м;

- расстояниемежду штабелями должно обеспечивать проезд трубовоза и работу крана;

- площадкадля складирования должна быть горизонтальной.

3.11.12 Прискладировании труб запрещается:

- укладыватьв один штабель трубы разного диаметра;

-складировать вместе изолированные и неизолированные трубы;

- укладыватьтрубы в наклонном положении с опиранием поверхности трубы на кромки нижележащихтруб.

 

3.12СПЕЦИАЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ

 

3.12.1 Квыполнению работ по нанесению на стыки трубопроводов покрытия из битумныхмастик допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинскоеосвидетельствование, обучение и сдавшие экзамен в установленном порядке.

3.12.2Каждый рабочий при допуске к работе получает Инструктаж по технике безопасностина рабочем месте с соответствующей распиской в журнале по проведениюинструктажа.

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

3.12.4 Привыполнении работ по изоляции стыков и ремонту мест повреждений покрытия всеработающие с горячими мастиками и грунтовками (праймером), содержащимитоксичные и летучие огнеопасные вещества, должны быть проинструктированы об ихсвойствах и обучены безопасным методам и приемам работ по утвержденной наданном предприятии программе.

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

3.12.6 Приприготовлении праймера смешение битума с бензином должно производиться толькодеревянными мешалками на расстоянии не менее 10 м от места разогрева битума.

3.12.7Емкости для хранения праймера должны иметь герметичные крышки. При вывинчиваниипробок у бочек с праймером нельзя ударять молотком или другими металлическимипредметами. Нельзя курить около емкостей и у мест приготовления и примененияпраймера.

3.12.8 Еслив процессе работы был пролит бензин (или праймер), это место следует засыпатьпеском или землей. Воспламенившуюся мастику категорически запрещается тушитьводой. Тушить ее следует, накрыв кошмой, песком, порошковыми или углекислотнымиогнетушителями.

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

3.12.10Лица, занятые в производстве изоляционных работ с применением праймера,битумных мастик и газовых горелок, должны быть обеспечены спецодеждой исредствами индивидуальной защиты в соответствии с типовыми нормами,утвержденными Госкомитетом по труду и социальным вопросам и ГОСТ 12.4.011-89.

3.12.11Оборудование для подплавления рулонных битумно-полимерных материалов (газовыегорелки с баллонами, паяльные лампы и др.) не допускается использовать с неисправностями,способными привести к пожару.

-Запрещается пользоваться шлангами, длина которых более 30 м.

-Запрещается использовать одежду и рукавицы со следами масел и бензина.

-Запрещается допускать к самостоятельной работе учеников и работников, неимеющих квалификационного удостоверения и талона по технике пожарнойбезопасности.

Приэксплуатации пропановых баллонов с редуктором БПО-5-3 во время работ поподогреву изоляционных материалов необходимо соблюдать правила безопасности вгазовом хозяйстве, утвержденные Госгортехнадзором. Перед открытием вентилябаллона необходимо вывернуть регулирующий маховик до полного освобождениязадающей пружины. Запрещается быстрое открытие вентиля баллона при подаче газав редуктор. Присоединительные элементы редуктора и вентиля должны быть чистымии не иметь никаких повреждений, следов масел и жиров.

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

3.12.13 Кместу работ баллоны должны доставляться на специальных тележках. Переноскабаллонов на плечах и руках запрещается.

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

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

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

3.12.17 Воизбежание взрыва паяльной лампы запрещается:

- применятьв качестве горючего для ламп, работающих на керосине, бензин или смеси бензинас керосином;

- повышатьдавление в резервуаре лампы при накачке воздуха более допустимого рабочегодавления, указанного в паспорте;

- заполнятьлампу горючим более чем на 3/4 объема ее резервуара;

-отвертывать воздушный винт и наливную пробку, когда лампа горит или еще неостыла;

-ремонтировать лампу, а также выливать из нее или заправлять ее горючим вблизиоткрытого огня (в том числе, горящей спички, сигареты и т.п.).

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

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

3.12.20 Вместах приготовления и хранения грунтовок, праймера и исходных материалов не допускаетсякурение и применение открытого огня.

3.12.21 Вслучае загорания рулонных битумных материалов и растворителей необходимоиспользовать при тушении углекислотные огнетушители, песок. Использование водыпри тушении не допускается.

 

3.13 ПРИБОРЫКОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА ПОКРЫТИЙ ТРУБОПРОВОДОВ

 

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

3.13.2Измерение толщины различных типов диэлектрических покрытий осуществляют неразрушающимметодом с применением толщиномеров:

- дляпокрытий с толщиной от 20 мкм до 2,0 мм - магнитного толщиномера МТ-41НЦ;

- дляпокрытий с толщиной 7,9-11,0 мм - устройства УКТ-1, которое может бытьиспользовано как в базовых, так и в полевых условиях вместо применяемых ранеедля этих целей МТ-230Н и МТ-32Н;

- дляпокрытий с толщиной до 10 мм:

- магнитноготолщиномера МТ-2003И;

-вихретокового прибора ИТДП-П. Диапазон измеряемых толщин - в пределах от 0 до10 мм с поддиапазонами: 0¸2 мм; 2¸5 мм; 5¸10 мм. Диапазон измерения выбирается автоматически;

-вихретокового прибора ИТ-1. Диапазон измеряемых толщин от 0 до 10 мм споддиапазонами: 0¸3 мм; 0¸10 мм.

3.13.3 Дляконтроля физической сплошности покрытий, т.е. для обнаружения сквозных проколови мест повреждения покрытия применяют искровые дефектоскопы.

Для проверкикачества изоляции труб в условиях трубоизоляционных баз, а также в полевыхусловиях применяются искровые дефектоскопы преимущественно трех марок:

- ДКИ-1,имеющий выходное импульсное напряжение на поисковой штанге в диапазоне от 6 до36 кВ. ДКИ-1 работает от системы батарей 12 В и может быть использован дляконтроля сплошности битумных, ленточных покрытий, а также покрытий изэкструдированного полиэтилена;

- Крона-1р Мотличается от ДКИ-1 наличием комплекта кольцевых щупов для различных диаметровтруб. Максимальное напряжение на поисковой штанге 36 кВ;

- ДИСИ-1предназначен для контроля сплошности полимерных и битумных покрытий встроительно-монтажных организациях и газовых хозяйствах. Напряжение питания 12В. Преобразованное высокое импульсное напряжение на поисковой штанге 6, 12, 24и 36 кВ.

3.13.4 Дляизмерения величины адгезии покрытий к поверхности трубы применяют адгезиметры:

- УКАП-1-100для определения адгезии ленточных покрытий "на отслаивание" имастичных покрытий "на сдвиг". Диапазон усилий отслаивания покрытийот 0,1 до 10 кгс;

- цифровойприбор АМЦ-2-20 на базе мини-ЭВМ может определять адгезию "наотслаивание" как ленточных покрытий, так и покрытий из экструдированногополиэтилена, фиксировать минимальное, максимальное и среднее интегральноезначение величины адгезии. Прибор комплектуется универсальным захватом.

3.13.5 Дляобнаружения мест сквозных повреждений изоляционных покрытий металлическихтрубопроводов, уложенных в грунт, предназначены:

- искательповреждений изоляции трубопроводов - ИПИТ-2;

- аппаратуранахождения трасс и повреждений изоляции газопроводов - АНТПИ;

- комплектаппаратуры обнаружения дефектов изоляции - КАОДИ;

- искательсквозных повреждений гидроизоляции металлических газопроводов - ТИСПИ-03;

- аппаратнахождения повреждений изоляции АНПИ-3.

Характеристикиназванных приборов приведены в табл.3.13.1.

 

Таблица3.13.1

 

Краткиетехнические характеристики приборов для обнаружения мест сквозных поврежденийизоляционных покрытий подземных трубопроводов

 

№ п/п

Характеристики

АНПИ-3

ИПИТ-2

АНТПИ

КАОДИ

ТИСПИ

1

Максимально определяемая глубина заложения трубопровода, м

10

5

10

5

10

2

Напряжение питания генератора, В

12

12

12

10¸15

12

3

Радиус действия от места подключения генератора, м

500¸2000

1000¸2000

2000

³2000

500¸1000

4

Минимальная площадь определяемого повреждения, мм2

-

10¸25

0,25

0,25

0,25

5

Точность локализации повреждения, м

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

6

Масса, кг, не более

 

 

 

 

 

 

генератора

4,8

4,0

6,0

5,0

6,0

 

приемника

2,0

2,0

1,5

1,5

1,5

 

антенного устройства

-

2,5

-

0,4

-

7

Чувствительность приемника, мкВ, не хуже

50

-

4,5

2

4,5

8

Рабочие частоты генератора и приемника, Гц

 

 

 

 

 

 

F1

1000

1000

1024

1303

1024

 

F2

-

-

8192

163

8192

 

F3

-

-

-

100

-

 

Примечание:

Допускается использованиедругих средств измерений и оборудования с аналогичными метрологическимихарактеристиками.

 

4ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ

 

4.1ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЕ

 

4.1.1Организация работ по ЭХЗ включает:

-проектирование ЭХЗ (определение опасности коррозии, разработка и согласованиепроектной документации);

-строительно-монтажные работы;

-пуско-наладочные работы;

- приемку вэксплуатацию;

-эксплуатационный контроль работы ЭХЗ (проверка ее эффективности, степенизащищенности трубопроводов, технические осмотры установок защиты, их текущий икапитальный ремонты).

 

4.2ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПАСНОСТИ КОРРОЗИИ

 

Определениекоррозионной агрессивности грунтов

 

4.2.1Удельное электрическое сопротивление грунта определяют для выявления участковтрассы с высокой коррозионной агрессивностью грунта, в пределах которыхнеобходима ЭХЗ стальных трубопроводов, а также для расчета параметров катоднойи гальванической (протекторной) защиты.

Удельноеэлектрическое сопротивление грунта определяется в полевых и лабораторныхусловиях.

4.2.2Удельное электрическое сопротивление грунта в полевых условиях определяютнепосредственно на местности по трассе подземного трубопровода без отбора пробгрунта. В качестве аппаратуры применяются измерители сопротивления типа Ф-416,М-416. Допускается применение других приборов.

В качествеэлектродов применяются стальные стержни длиной 250-350 мм и диаметром 15-20 мм.Конец электрода, забиваемый в землю, заточен конусом. На верхнем концеэлектрода предусматривается возможность подключения проводов, идущих кизмерительным приборам. Перед проведением измерений поверхность электродовдолжна быть зачищена.

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

 

 

Рис.4.2.1Схема определения удельного сопротивления грунта

1 -электрод; 2 - прибор.

 

Глубиназабивки электродов в грунт не должна быть более 1/20 расстояния междуэлектродами. Расстояние между электродами принимается равным глубине прокладкиподземного трубопровода.

4.2.4Удельное электрическое сопротивление грунта r, Ом·м, определяют по формуле:

r = 2 pRa,

где R -измеренное по прибору сопротивление, Ом;

a -расстояние между электродами, м.

Результатыизмерений и расчетов заносят в протокол (Приложение Е).

4.2.5 Дляопределения удельного электрического сопротивления грунта в лабораторныхусловиях необходимо произвести отбор и обработку проб испытываемого грунта.

Пробы грунтаотбирают в шурфах, скважинах и траншеях из слоев, расположенных на глубинепрокладки сооружения, с интервалами 50-200 м на расстоянии 0,5-0,7 м от боковойстенки трубы. Для пробы берут 1,5-2 кг грунта, удаляют твердые включенияразмером более 3 мм. Отобранную пробу помещают в полиэтиленовый пакет иснабжают паспортом, в котором указываются номера объекта, пробы, место иглубина отбора пробы.

4.2.6 Дляопределения коррозионной агрессивности грунта по отношению к стали в лабораторныхусловиях рекомендуется пользоваться методиками, изложенными в приложениях 1 и 2ГОСТ 9.602-89*, или использовать специальные устройства и приборы, например,УЛПК-1, АКГК.

Приборыснабжены инструкцией по эксплуатации, ячейками, электродами, предназначеннымидля определения удельного электрического сопротивления грунта и среднейплотности катодного тока, необходимого для смещения потенциала стали в грунтена 100 мB отрицательнее потенциала коррозии.

4.2.7Определение удельного электрического сопротивления грунта в лабораторныхусловиях проводится по 4-электродной схеме. Сущность метода в том, что внешниеэлектроды с одинаковой площадью рабочей поверхности S поляризуюттоком определенной силы J и измеряют падениенапряжения U на двух внутренних электродах при расстоянии l между ними.Сопротивление грунта R рассчитывают по формуле R = U/J. Удельноеэлектрическое сопротивление грунта r, Ом·м, вычисляют по формуле r = R(S/l), где R -измеренное сопротивление, Ом; S - площадь поверхностирабочего электрода, м2; l -расстояние между внутренними электродами, м.

Внешниеэлектроды представляют собой прямоугольные пластины (из углеродистой илинержавеющей стали) с ножкой, к которой крепится или припаиваетсяпроводник-токоподвод. Размеры электродов 44х40 мм, где 40 - высота электрода.Одну сторону электродов, которая примыкает к торцевой поверхности ячейки,изолируют.

Внутренниеэлектроды изготавливают из медной проволоки или стержня диаметром 1-3 мм идлиной более высоты ячейки.

Ячейкапрямоугольной формы из материала с диэлектрическими свойствами (стекло, фарфор,пластмасса). Внутренние размеры ячейки рекомендуются следующие: 100х45х45 мм.

Отобраннуюпробу песчаных грунтов смачивают до полного влагонасыщения, а глинистых - додостижения мягкопластичного состояния. Если уровень грунтовых вод ниже уровняотбора проб, смачивание проводят дистиллированной водой, а если выше -грунтовой водой. Электроды зачищают шкуркой шлифовальной (ГОСТ 6456-82)зернистостью 40 и меньше, обезжиривают ацетоном, промывают дистиллированнойводой. Внешние электроды устанавливают вплотную к торцевым поверхностям внутриячейки. В ячейку укладывают грунт, послойно утрамбовывая его, на высоту меньшевысоты ячейки на 4 мм. Затем устанавливают внутренние электроды вертикально,опуская их до дна по центральной линии ячейки на расстоянии 50 мм друг от другаи 25 мм от торцевых стенок ячейки.

Измеренияпри определении удельного электрического сопротивления грунта производят всоответствии с инструкцией, прилагаемой к прибору.

Результатзаносится в протокол (Приложение Ж).

4.2.8 Приопределении коррозионной агрессивности грунтов по отношению к стали по среднейплотности катодного тока, необходимого для смещения потенциала стали в грунтена 100 мВ отрицательнее потенциала коррозии с помощью приборов по п.4.2.6,предусмотрено автоматическое смещение потенциала от потенциала коррозии иподдержание его на заданном уровне в течение опыта.

Дляпроведения замеров используют ячейку из материала, обладающего диэлектрическимисвойствами (стекло, фарфор, пластмасса и т.д.), объемом от 0,5 до 1,0 л высотойне менее 100 мм.

Рабочийэлектрод представляет собой прямоугольную пластину из стали Ст.3 толщиной 1,5-2мм, размером 50х20 мм и рабочей поверхностью 10 см2.Вспомогательный электрод из стали Ст.3 или любой углеродистой стали, формой иразмером такой же, как рабочий электрод. Электрод сравнения - м.с.э.,хлоридсеребряный, каломельный.

Пробу грунтаотбирают по пункту 4.2.5. Отобранную пробу загружают в ячейку, сохраняяестественную влажность грунта. Если при хранении проб после их отбора возможноизменение естественной влажности грунта, то необходимо определять влажностьотобранной пробы по ГОСТ 5180-84. Для определения влажности грунта отбираютчасть пробы (массой несколько единиц или десятков граммов), подготовленной попункту 4.2.5, и взвешивают, находя массу m1, затем еевысушивают при t £ 105 °С иснова взвешивают, находя массу m2. Влажностьопределяют по формуле: W = [(m1m2) / m1]·100 %.Перед проведением исследования вновь определяют влажность пробы грунта. Есливлажность уменьшилась, то ее доводят до естественной влажности с помощьюдистиллированной воды.

На дноячейки насыпают на высоту 20 мм грунт и уплотняют. Устанавливают вертикальнонапротив друг друга рабочий и вспомогательный электроды. Электроды должны бытьобращены друг к другу рабочими поверхностями, расстояние между ними 2-3 см.Далее грунт укладывают в ячейку послойно (один-три слоя) с последовательнымтрамбованием слоев, добиваясь максимально возможного уплотнения. Расстояние отверхней кромки рабочего электрода до поверхности грунта должно составлять 55мм. Электрод сравнения устанавливают сверху ячейки в грунт, заглубляя его на1,0-1,5 см.

Одним и темже грунтом заполняют три ячейки и параллельно выполняют три измерения силыкатодного тока Jk в каждой ячейке.

Если в ходеизмерений значение Jk  постоянноили уменьшается во времени, то длительность поляризации составляет 15 мин, втечение которых измеряют и записывают 3-4 значения Jk. Если силатока во времени растет, то измеряют и записывают Jk  5-6 раз втечение 40 мин или в более короткий промежуток времени, если за периодизмерений сила тока превысит 2х104 А (200 мкА), что с учетом рабочейповерхности электрода 10 см2 характеризует высокую коррозионнуюагрессивность грунта.

Последнеезначение силы тока в каждой ячейке берут для вычисления среднегоарифметического значения силы катодного тока Jk.cp ипоследующего определения плотности катодного тока jk. Результатыизмерения заносят в протокол (Приложение З).

Результатыопределения коррозионной агрессивности грунтов заносятся в сводную ведомость(Приложение И).

 

 Определениеналичия блуждающих постоянных токов в земле

 

4.2.9Определение наличия блуждающих постоянных токов по трассе проектируемоготрубопровода при отсутствии проложенных подземных металлических сооруженийследует проводить, измеряя разность потенциалов между двумя точками земли черезкаждые 1000 м по двум взаимно перпендикулярным направлениям при разносеизмерительных электродов на 100 м. Схема измерений приведена на рис.4.2.2.

 

 

Рис.4.2.2Схема электрических измерений для обнаружения блуждающих токов в земле

1 -медносульфатные электроды сравнения; 2 - изолированные проводники; pV - вольтметр;

l -расстояние между электродами сравнения.

 

4.2.10 Приналичии подземных металлических сооружений, проложенных вблизи трассыпроектируемого трубопровода на расстоянии не более 100 м, определение наличияблуждающих токов осуществляется путем измерения разности потенциалов междусуществующим сооружением и землей с шагом измерений не более 200 м.

4.2.11 Дляизмерения напряжения и силы тока используют показывающие и регистрирующиеприборы классом точности не хуже 1,5. Следует применять вольтметры с внутреннимсопротивлением не менее 200 кОм на 1 В. Среди рекомендуемых приборов можноуказать: ЭВ 2234, мультиметр цифровой специализированный модификации 43313.1,43312.1, прибор для измерения параметров установок защиты от коррозии подземныхметаллических сооружений ПКИ-02.

4.2.12 Приизмерениях используют переносные медносульфатные электроды сравнения, которыеподбирают так, чтобы разность потенциалов между двумя электродами по паспортуне превышала 10 мВ.

Переносныймедносульфатный электрод сравнения (рис.4.2.3) состоит из неметаллическогополого корпуса с пористым дном и навинчивающейся крышкой с укрепленным в нейстержнем из красной меди. В корпус заливают насыщенный раствор медного купоросаCuSO4 · 5H2O.

При сборкепереносных медносульфатных электродов необходимо:

- очиститьмедный стержень от загрязнений и окисных пленок либо механически (наждачнойбумагой), либо травлением азотной кислотой. После травления стержень тщательнопромыть дистиллированной или кипяченой водой. Попадание кислот в сосудэлектрода недопустимо;

- залитьэлектрод насыщенным раствором чистого медного купороса в дистиллированной иликипяченой воде с добавлением кристаллов купороса. Заливать электроды следует засутки 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.4.2.3Переносной медносульфатный электрод сравнения

1 - корпус;2 - стержень из красной меди; 3 - крышка для крепления стержня; 4 - наконечникпроводника; 5 - контактный зажим; 6 - полость, заполняемая насыщенным растворомсульфата меди; 7 - нижняя крышка; 8 - пористое дно.

 

4.2.13Измерения в каждом пункте должны проводиться не менее 10 мин с непрерывнойрегистрацией или с ручной записью результатов через каждые 10 с.

В зоневлияния блуждающих токов трамвая с частотой движения 15-20 пар в 1 ч измерениянеобходимо производить в часы утренней или вечерней пиковой нагрузкиэлектротранспорта.

В зоневлияния блуждающих токов электрифицированных железных дорог период измерениядолжен охватывать пусковые моменты и время прохождения электропоездов в обестороны между двумя ближайшими станциями (платформами),

4.2.14 Еслинаибольший размах колебаний разности потенциалов (между наибольшим и наименьшимее значениями) превышает 0,04 В, это характеризует наличие блуждающих токов(как в отсутствии, так и при наличии сооружений, проложенных вблизи трассыпроектируемого трубопровода).

4.2.15 Приизмерениях в зоне действия блуждающих токов и амплитуде колебаний разностипотенциалов, превышающей 0,5 В, в качестве электродов сравнения вместо м.с.э.могут быть использованы стальные электроды, аналогичные описанным в п.4.2.2.

 

Определениеопасного влияния блуждающего постоянного тока

 

4.2.16Опасное влияние блуждающего постоянного тока выявляют, определяя изменение потенциалатрубопровода под действием блуждающего тока по отношению к стационарномупотенциалу трубопровода. Измерения выполняются с шагом не более 200 м в городахи не более 500 м на линейных участках межпоселковых газопроводов при отсутствииотводов.

4.2.17Измерения проводят в контрольно-измерительных пунктах, колодцах, шурфах или споверхности земли. Переносные электроды сравнения устанавливают на дне колодцаили шурфа или на поверхности земли на минимально возможном расстоянии (в плане)от трубопровода.

4.2.18 Дляизмерений используют вольтметры в соответствии с п.4.2.11. Положительную клеммуизмерительного прибора присоединяют к сооружению, отрицательную - к электродусравнения.

4.2.19.Режим измерений должен соответствовать условиям, изложенным в п.4.2.13.

Результатыручной записи измерений заносят в протокол (Приложение К).

В техслучаях, когда наибольший размах колебаний потенциала сооружения, измеряемогоотносительно м.с.э. (разность между наибольшим и наименьшим абсолютнымизначениями этого потенциала), не превышает 0,04 В, колебания потенциала нехарактеризуют опасного влияния блуждающих токов.

4.2.20Стационарный потенциал трубопровода Uст следуетопределять при выключенных средствах ЭХЗ путем непрерывного измерения ирегистрации разности потенциалов между трубопроводом и электродом сравнения втечение достаточно длительного времени - вплоть до выявления практически неизменяющегося во времени (в пределах 0,04 В) значения потенциала, относящегосяк периоду перерыва в движении электрифицированного транспорта, когда блуждающийток отсутствует, как правило, в ночное время суток. За стационарный потенциалтрубопровода принимается среднее значение потенциала при различии измерявшихсязначений не более чем на 40 мВ.

Приотсутствии возможности измерить стационарный потенциал трубопровода егозначение принимают равным - 0,7 В относительно м.с.э.

4.2.21Разность между измеренным потенциалом трубопровода и его стационарнымпотенциалом определяется по формуле

DU = Uизм - Uст,

где Uизм - наименееотрицательная или наиболее положительная за период измерений разностьпотенциалов между сооружением и м.с.э.

Результатвычисления заносят в протокол (Приложение К).

В грунтахвысокой коррозионной агрессивности влияние блуждающих токов признается опаснымпри наличии за период измерений положительного смещения потенциала; в грунтахсредней и низкой коррозионной агрессивности опасным влияние блуждающего токапризнается при суммарной продолжительности положительных смещений потенциалаотносительно стационарного потенциала за время измерений в пересчете на суткиболее 4 мин/сутки.

 

Определениеопасного влияния переменного тока

 

4.2.22 Зоныопасного влияния переменного тока определяют на участках стальныхтрубопроводов, на которых выявлены значения напряжения переменного тока междутрубопроводом и м.с.э., превышающие 0,3 В.

4.2.23Смещение потенциала трубопровода, вызываемое переменным током, измеряют навспомогательном электроде (ВЭ) относительно переносного насыщенного м.с.э. до ипосле подключения ВЭ к трубопроводу через конденсатор емкостью 4 мкФ.

Примечание:

На участке трубопровода,обеспеченном ЭХЗ, измерения выполняют при отключенных средствах ЭХЗ.

 

Подготовкушурфа и установку ВЭ производят как в п.4.7.14. Для измерений собирают схему,приведенную на рис.4.2.4. Используют вольтметр с входным сопротивлением неменее 1 МОм. При наличии атмосферных осадков предусматривают меры противпопадания влаги в грунт.

Измерениявыполняют в такой последовательности:

Через 10 минпосле установки ВЭ в грунт измеряют его стационарный потенциал относительном.с.э.

ПодключаютВЭ к трубопроводу по схеме рис.4.2.4 и через 10 мин снимают первое показаниевольтметра. Следующие показания непрерывно записывают в память соответствующегоизмерительного прибора (например, ПКИ-02) или снимают через каждые 10 с неменее 10 мин.

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

, мВ,

где SUi - суммазначений потенциала ВЭ, измеренных при подключении ВЭ к трубопроводу, мВ; Uст -стационарный потенциал ВЭ, мВ; m - общеечисло измерений.

Действиепеременного тока признается опасным при среднем смещении потенциала вотрицательную сторону не менее, чем на 10 мВ, по отношению к стационарномупотенциалу.

Результатыизмерений оформляют в виде протокола (Приложение Л).

 

 

Рис.4.2.4Схема измерения смещения стационарного потенциала трубопровода под влияниемпеременного тока

1 -трубопровод; 2 - датчик потенциала; 3 - переносный медносульфатный электродсравнения; 4 - шурф; 5 - вольтметр постоянного тока; 6 - конденсатор; 7 -выключатель;

8 -амперметр переменного тока.

 

4.2.24 Длядополнительной оценки опасности коррозии стали под действием переменного токаизмеряют силу переменного тока на ВЭ при подключении его к трубопроводу. Дляэтой цели в цепь ВЭ - конденсатор-трубопровод дополнительно включают амперметрпеременного тока (8) с пределами измерений от 0,01 мА (1·10-5 А)(рис.4.2.4). После подключения ВЭ к трубопроводу измеряют силу переменного токав течение 10 мин через каждые 10-20 с с записью по форме Приложения M.

Среднююплотность переменного тока j рассчитывают по формуле:

j = J / 6,25,мА/см2,

где: J (мА) -среднее значение силы переменного тока за время измерений; 6,25 - площадь ВЭ,см2.

Действиепеременного тока признается опасным при средней плотности тока более 1 мА/см2(10 А/м2).

Прииспользовании мультиметров, позволяющих измерять напряжение и силу тока,допускается сначала измерить смещение потенциала ВЭ по п.4.2.23, а затем,включив прибор в цепь в качестве амперметра, измерить силу переменного тока наВЭ.

При наличииамперметра и вольтметра переменного тока одновременно измеряют основной идополнительный критерии после подключения ВЭ к трубопроводу.

 

4.3 ПРОЕКТИРОВАНИЕЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ

 

Общиеположения

 

4.3.1 ЭХЗстальных подземных сооружений следует применять в соответствии с требованиямиГОСТ 9.602-89* и разд.4.2 настоящей Инструкции.

ЭХЗ стальныхвставок длиной не более 10 м на полиэтиленовых газопроводах на линейной части иучастков соединений полиэтиленовых газопроводов со стальными вводами в дома(при наличии на вводе электроизолирующих соединений) разрешается непредусматривать. При этом засыпка траншеи в той ее части, где проложенастальная вставка, по всей глубине заменяется на песчаную.

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

Стальныегазопроводы, реконструируемые методом протяжки полиэтиленовых труб, подлежатзащите на тех участках, где стальная труба необходима как защитный футляр (подавтомобильными, железными дорогами и др.).

Стальныефутляры трубопроводов под автомобильными дорогами, железнодорожными итрамвайными путями при бестраншейной прокладке (прокол, продавливание и другиетехнологии, разрешенные к применению) должны быть, как правило, защищенысредствами ЭХЗ, при прокладке открытым способом - изоляционными покрытиями иЭХЗ в соответствии с п.п.2.1.3, 2.2.5, 2.2.7-2.2.9. В качестве футляров рекомендуетсяиспользовать трубы с внутренним защитным покрытием. При защите трубы и футлярасредствами ЭХЗ труба и футляр соединяются через регулируемую перемычку.

4.3.2Основанием для проектирования ЭХЗ новых трубопроводов являются данные окоррозионной агрессивности грунтов и наличии блуждающих токов (разд.4.2настоящей Инструкции). Основанием для проектирования ЭХЗ действующихтрубопроводов являются данные о коррозионной агрессивности грунтов, наличии зонопасного влияния блуждающих постоянных токов и переменных токов (разд.4.2), атакже о коррозионных повреждениях трубопроводов.

Указанныеданные могут быть получены в результате изысканий организации - разработчикапроекта подземных сооружений, либо специализированной организации, привлекаемойна субподрядных началах. Проектирование ЭХЗ должно осуществляться также наоснове технических условий, выдаваемых специализированными предприятиями позащите от коррозии или организациями, эксплуатирующими трубопроводы.

4.3.3 Объемизмерений, выполняемых при определении коррозионной агрессивности грунтов,наличии блуждающих постоянных токов и переменных токов и зон их опасноговлияния, определен в разд.4.2 настоящей Инструкции.

4.3.4 Вслучае прокладки подземного сооружения на расстоянии до 300 м от путейрельсового транспорта, электрифицированного на постоянном токе, необходимоизмерить потенциалы рельсов с целью определения возможности и выбора местаподключения дренажной защиты.

4.3.5 Припроектировании ЭХЗ трубопроводов в зоне действия ЭХЗ проложенных ранеесооружений необходимо получить данные от эксплуатирующих организаций ономинальных параметрах действующих установок ЭХЗ и о режимах их работы(значения силы тока и напряжения на выходе установок, радиусы действия ЭХЗ).

4.3.6 Приразработке проекта согласовывают:

- подключениеустановок ЭХЗ к сетям переменного тока - с организациями, эксплуатирующими этисети;

- размещениесамих установок и элементов системы ЭХЗ (анодных заземлителей, гальваническиханодов (протекторов), воздушных и кабельных линий, контрольно-измерительныхпунктов) - с держателями геофонда, землепользователями и организациями,эксплуатирующими смежные подземные сооружения;

- выполнениеработ с выходом на проезжую часть в крупных городах - с местными управлениямидорожного хозяйства и ГИБДД.

4.3.7 Исходнымдля проектирования ЭХЗ новых сооружений является ситуационный план в масштабе1:2000 (иногда 1:1000) проектируемых и существующих подземных сооружений, а длядействующих сооружений - их ситуационный план с выделением тех сооружений, длякоторых проектируется ЭХЗ.

Во всехслучаях на плане должны быть указаны: диаметры сооружений; рельсовые сетиэлектрифицированного транспорта; действующие установки ЭХЗ; точки подключения крельсовым путям отсасывающих кабелей и существующих дренажных установок; данныео коррозионной агрессивности грунтов и зонах блуждающих токов.

4.3.8 Всоответствии со СНиП 11-01-95 "Инструкция о порядке разработки,согласования, утверждения и составе проектной документации на строительствопредприятий, зданий и сооружений" в состав проектной документации на ЭХЗвходят:

-ситуационный план по п.4.3.7;

- рабочиечертежи с согласованиями по п.4.3.6, включая рабочий план в масштабе 1:500;

- заключениеспециализированной организации о гидрогеологических условиях для проектированияглубинных заземлителей, включающее при необходимости геолого-геофизическийразрез местности;

-спецификация оборудования;

- паспортпроекта;

- сметнаядокументация;

-пояснительная записка.

Пояснительнаязаписка содержит:

- основаниедля разработки проекта;

- характеристикузащищаемых сооружений;

- сведенияоб источниках блуждающих токов;

- оценкукоррозионной ситуации;

-обоснование выбора установок ЭХЗ (при отсутствии соответствующих указаний втехнических условиях);

- количествои параметры установок ЭХЗ (сводная таблица);

- сведения опроведенных согласованиях и соответствии проекта требованиям ГОСТ, СНиП идругим нормативным документам;

- сведения осоответствии проекта рекомендациям по охране природы.

В паспортепроекта указываются его краткая техническая характеристика, состав проекта итехнико-экономические показатели.

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

В первуюочередь такие КИПы устанавливаются:

- в пунктахподключения дренажного кабеля к трубопроводу;

- в концахзаданных зон защиты;

- в местахмаксимального сближения трубопровода с анодным заземлителем.

Рекомендуетсятакже установка КИПов:

- в местахпересечения трубопровода с рельсами электрифицированного транспорта;

- в местахпересечения трубопровода со смежными подземными сооружениями, не включенными всистему совместной ЭХЗ;

- у одногоконца футляров длиной не более 20 м и у обоих концов футляров длиной более 20м.

4.3.10Сборочный чертеж КИПа на трубопроводе приведен в Альбоме 2 МГНП 01-99"Узлы и детали электрозащиты инженерных сетей от коррозии" (АОинститут "МосгазНИИпроект", М.; 1999, стр.67). Стационарный КИПоборудован стационарным медносульфатным электродом сравнения длительногодействия с датчиком потенциала (вспомогательным электродом - ВЭ), для чегоиспользуют электроды типа ЭНЕС, ЭСН-МС. Измерительная шина (или проводник) оттрубопровода, проводники от электрода сравнения и датчика потенциала выведеныпод ковер или в фальшколодец (рис.4.3.1).

Конструкцияи основные параметры электродов ЭНЕС и ЭСН-МС даны в Приложении Н.

4.3.11 Длядополнительного контроля действия ЭХЗ рекомендуется предусматривать установкуиндикаторов общей и (или) локальной коррозии на участках трубопровода с высокойкоррозионной агрессивностью грунта при одновременном опасном влиянии блуждающихтоков. Наиболее целесообразна установка индикаторов на КУ и в КИПах на концахзон защиты. Индикаторы рекомендуется устанавливать также на участках, гдеприменяется смягченный критерий защищенности по п.2.2.10.

Оценкаопасности общей коррозии производится с помощью блока пластин-индикаторов(БПИ), а оценка опасности локальной коррозии - с помощью индикатора локальнойкоррозии (ИЛК) (Приложение О). В стационарных КИПах на электроде сравнения вкачестве датчика потенциала (взамен датчика потенциала по п.4.3.10) может бытьиспользован блок пластин-индикаторов.

4.3.12 Сцелью обеспечения эффективности ЭХЗ трубопроводов в проекте должна бытьпредусмотрена установка электроизолирующих соединений (электроизолирующихфланцев, муфт, вставок, сгонов и др.), для газопроводов в соответствии со СНиП11-01-95.

4.3.13Установку электроизолирующих соединений следует предусматривать:

- на входе ивыходе трубопровода из земли (на участках перехода подземного трубопровода внадземный разрешается вместо установки электроизолирующих соединений применятьэлектрическую изоляцию трубопроводов от опор и конструкций изолирующимипрокладками);

- на входе ивыходе газопроводов из ГРП (ШРП);

- на вводетрубопроводов в здания, где возможен их электрический контакт с землей череззаземленные металлические конструкции, инженерные коммуникации здания и нулевойпровод электропроводки здания;

- на вводетрубопровода на объект, являющийся источником блуждающих токов;

- дляэлектрической изоляции отдельных участков трубопровода от остальноготрубопровода.

 

 

Рис.4.3.1Устройство стационарного контрольно-измерительного пункта с медносульфатнымэлектродом сравнения длительного действия

1 -трубопровод; 2 - контрольные проводники от трубопровода, электрода сравнения идатчика потенциалов; 3 - ковер; 4 - защитная трубка; 5 - электрод сравнения; 6- датчик потенциала.

 

4.3.14 Выборспособа ЭХЗ осуществляют следующим образом.

Катоднуюзащиту применяют при опасности почвенной коррозии, при одновременной опасностипочвенной коррозии и коррозии блуждающими постоянными токами и переменнымитоками, при опасности коррозии только переменными токами, а также в зонахопасности только блуждающих постоянных токов, если включением дренажей неудается обеспечить защиту трубопроводов.

Защитуполяризованными или усиленными дренажами применяют при наличии опасности толькоблуждающих токов для соответствующих участков сближения защищаемоготрубопровода с рельсовой сетью электрифицированных на постоянном токе железныхдорог или трамвая при устойчивых отрицательных потенциалах рельсов (илизнакопеременных потенциалах рельсов трамвая).

Гальваническаязащита - защита гальваническими анодами (протекторами) может применяться:

- в грунтахс удельным сопротивлением не более 50 Ом·м для отдельных участков трубопроводовнебольшой протяженности, не имеющих электрических контактов с другимисооружениями, при отсутствии опасности блуждающих токов или при наличииопасности блуждающих токов, если вызываемое ими среднее смещение потенциала отстационарного не превышает +0,3 В (с применением вентильных устройств); дляучастков трубопроводов, электрически отсеченных от общей сети изолирующимисоединениями, а также в случаях, когда расчетные защитные токи относительномалы (например, £ 1 А), или как дополнительное средство, когда действующие катодныестанции не обеспечивают защиту отдельных участков-трубопроводов;

- для защитытрубопроводов сжиженного газа.

4.3.15Основные требования к преобразователям для катодной защиты и электродренажам:

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

2.Автоматические преобразователи для катодной и дренажной защиты должныобеспечивать стабильные потенциалы трубопроводов или токи защиты спогрешностью, не превышающей 2,5% от заданного значения.

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

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

5. Уровеньшума, создаваемый средствами катодной и электродренажной защиты, применяемых вгородах и населенных пунктах, на всех частотах не должен превышать 60 дБ.

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

7. Все новыесредства ЭХЗ (преобразователи, усиленные и поляризованные дренажи) должны бытьподвергнуты эксплуатационным испытаниям не менее одного года на соответствиевышеприведенным требованиям независимой экспертной комиссией по программам,согласованным с потребителем.

8.Коэффициент пульсации выходного напряжения преобразователей и усиленныхдренажей определяется требованиями потребителя.

4.3.16 Вкачестве анодных заземлителей установок катодной защиты применяютжелезокремнистые, углеграфитовые, стальные и чугунные электроды, помещенные вбольшинстве случаев в коксовую засыпку.

Технико-экономическийрасчет анодных заземлений заключается в определении оптимальных конструктивныхпараметров и числа анодных заземлителей, обеспечивающих минимальные приведенныесуммарные затраты (отнесенные к одному году эксплуатации).

Анодныезаземлители следует размещать на максимально возможном удалении от защищаемоготрубопровода и в грунтах с минимальным удельным электрическим сопротивлениемниже уровня их промерзания.

4.3.17 Длягальванической защиты подземных сооружений рекомендуется использовать магниевыеаноды (протекторы), обладающие наиболее отрицательным потенциалом (см.табл.4.3.1).

 

Таблица4.3.1

 

Техническиеданные магниевых гальванических анодов, упакованных с активатором

 

Типанода

Габаритные размеры, мм

Масса(округленно), кг

 

диаметр

длина

 

ПМ-5У

165

580

16

ПМ-10У

200

700

30

ПМ-20У

270

710

60

 

Следуетприменять аноды, упакованные с активатором, который предохраняет анод отпассивации, обеспечивает равномерное распределение защитного тока и болееравномерное растворение анодов.

Располагатьгальванические аноды рекомендуется на расстоянии не менее 4-5 м оттрубопровода.

4.3.18 Впроектах ЭХЗ прямые нерегулируемые перемычки предусматриваются только длясоединения металлических коммуникаций одинакового назначения.

В случаепрокладки трубопроводов в одной траншее или в разных траншеях с разносом неболее 5 м допускается предусматривать электроперемычки из изолированныхстальных полос (с изоляцией не хуже изоляции газопровода). Разъемные соединениядолжны быть выведены под люк.

В случаерасстояния между трубопроводами свыше 5 м электроперемычки следуетпредусматривать кабелем, имеющим общее сечение жил не менее 50 мм2по меди. Присоединение кабелей к трубопроводам выполняется через контактныеустройства.

Примечание:

При установкеэлектроизолирующих соединений (ЭИС) на надземных участках газопроводов у ГРС,ГРП, ШРП следует устанавливать обводные электроперемычки, присоединяя их передЭИС на входе газопровода и после ЭИС на выходе газопровода. Сечениеэлектроперемычек должно быть не менее 50 мм2 по меди (400 мм2по стали). Если газопровод после ГРП (ШРП) выполняется надземным (по стенам,опорам, эстакадам), обводная электроперемычка не предусматривается.

 

В проектахсовместной защиты различных подземных сооружений предусматривается системаполяризованных (или вентильных) и регулируемых перемычек для подключениясооружений. Поляризованные и регулируемые электроперемычки применяются длявключения в систему защиты сооружения, отличающегося от основного защищаемогосооружения продольной проводимостью и состоянием изоляционного покрытия,например, водопровода или теплопровода к электрозащитной установке или кгазопроводу.

 

ПроектированиеЭХЗ вновь прокладываемых трубопроводов

 

4.3.19 ПроектированиеЭХЗ вновь прокладываемых подземных трубопроводов осуществляется одновременно спроектированием трубопроводов.

4.3.20Объемы измерений, выполняемых при определении коррозионной агрессивностигрунтов, наличия блуждающих постоянных токов и переменных токов и зон ихопасного влияния, определяются в соответствии с разд.4.2, объем дополнительныхданных - по п.п.4.3.4 настоящей Инструкции.

4.3.21Параметры системы ЭХЗ определяются расчетным путем. При основных расчетахдолжны быть определены количество, параметры и места расположения катодныхстанций, электродренажных установок, гальванических анодов (протекторов) ианодных заземлителей.

4.3.22Расчет ЭХЗ может проводиться по ведомственным и региональным методикам,основанным на статистическом материале (например, о защитных плотностях тока),собранном эксплуатационными и проектными организациями.

4.3.23.Расчет ЭХЗ при совместной защите сооружений различного назначения можетпроводиться по методике, приведенной в Приложении П. Методика основана на вычислениисредней плотности защитного тока для всех сооружений на данной территории сучетом площади поверхности сооружений каждого типа, площади территории исреднего удельного сопротивления грунта и наиболее пригодна при низких илиневысоких сопротивлениях изоляции и(или) значительных утечках защитного тока напосторонние (не защищенные) сооружения. При использовании данной методикирадиус действия и ток одной установки вычисляют по формулам (13) и (11)Приложения П. В Приложении П приведен также конкретный пример расчетасовместной ЭХЗ.

4.3.24Расчет ЭХЗ сети трубопроводов может проводиться также на персональномкомпьютере по программе АРМ ЭХЗ-6П, основанной на решении общей математическойзадачи о распределении суммарного потенциала по трубам сети. Путем решениязадачи "Оптимальная система ЭХЗ" при заданных характеристиках сети,количестве и размещении катодных станций, анодных заземлений и дренажейпрограмма подбирает, в частности, оптимальные (минимальные) токи катоднойзащиты, обеспечивающие защитные суммарные потенциалы по всей сети. Путемрешения задачи "Потенциал при заданных токах" программа при заданныххарактеристиках сети, количестве и заданных токах катодных станций, количествеи размещении анодных заземлителей и электродренажей программа вычисляетраспределение суммарного потенциала по сети, которое может быть сопоставлено снеобходимым - с последующим внесением нужных изменений в систему ЭХЗ. Послерешения указанных основных задач программа подбирает типы выпускаемых катодныхстанций и необходимые характеристики других устройств системы ЭХЗ. В числовводимых исходных данных входят для каждого участка сети значения удельногосопротивления грунта и принятые или экспериментально определенные значениясопротивления изоляции трубопровода.

Информация опрограмме АРМ ЭХЗ-6П, а также пример расчета по этой программе приведены вПриложении Р.

4.3.25Расчет анодных заземлений системы ЭХЗ производят с учетом п.4.3.17, исходя изнеобходимого тока катодной защиты и геолого-геофизического разреза грунта наместности, полученного методом вертикального электрического зондирования иотражающего строение грунта, толщины и удельные сопротивления его слоев.Указанные характеристики грунта вместе с типом, размерами и количеством анодныхзаземлителей определяют сопротивление растеканию тока анодного заземления, асила тока и характеристики самого заземления - срок его службы.

4.3.26Расчет одиночных вертикальных и горизонтальных заземлителей в однородном идвухслойном грунте, однорядных групповых заземлений из вертикальныхзаземлителей в однородном грунте и (с определенными ограничениями) вдвухслойном грунте можно производить на персональном компьютере по программеCAG. Информация о программе CAG и пример ее использования приведены вПриложении С.

4.3.27Расчет одиночных вертикальных заземлителей (в первую очередь, глубинных) вмногослойном грунте с числом слоев от 3 до 12 может производиться наперсональном компьютере по программе MLG-2. Информация о программе MLG-2 ипример ее использования приведены в Приложении Т.

4.3.28 Прииспользовании программы АРМ ЭХЗ-6П расчет анодного заземления из вертикальныхили горизонтальных заземлителей в однородном грунте производится самойпрограммой после расчета и выбора системы катодной защиты.

4.3.29Расчет защиты гальваническими анодами (протекторами) может проводиться также пометодике, приведенной в Приложении У. Расчет дренажной защиты можетпроизводиться по методике, приведенной в Приложении Ф.

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

 

ПроектированиеЭХЗ действующих трубопроводов

 

4.3.31Проектирование ЭХЗ действующих трубопроводов осуществляется в соответствии сОбщими положениями п.п.4.3.1-4.3.18 данной Инструкции.

4.3.32Методики расчета ЭХЗ проектируемых трубопроводов (пп.4.3.19-4.3.30) могут бытьприменены и для действующих трубопроводов. Однако в данном случае более надеженметод опытного включения. Выбор параметров поляризованного дренажаосуществляется, как правило, методом опытного включения.

4.3.33 Врезультате опытного включения устанавливают тип ЭХЗ (дренажная или катодная) иосновные ее параметры, а также пункты присоединения дренажных кабелей кподземным сооружениям и источникам блуждающих токов или места установки анодныхзаземлений; зону действия защиты; характер влияния защиты на смежныесооружения, необходимость и возможность осуществления совместной защиты.

4.3.34 Объемизмерений, выполняемых при опытном включении, определяется организацией,проектирующей защиту. Порядок измерений излагается в программе, составленнойперед началом работ, в которой указываются режимы работы защиты при опытномвключении, пункты измерений на трубопроводах и смежных сооружениях,продолжительность измерений в каждом пункте с указанием размещенияизмерительных приборов.

4.3.35Измерения потенциалов смежных сооружений в период опытного включения установокЭХЗ, как правило, выполняются организациями, эксплуатирующими эти сооружения. Вотдельных случаях эти работы выполняются организацией, проектирующей защиту, вприсутствии представителей эксплуатационных организаций, в ведении которыхнаходятся смежные сооружения.

4.3.36 Прииспытаниях установок ЭХЗ должны быть приняты меры по исключению их вредноговлияния на смежные сооружения.

4.3.37Вредное влияние защиты на смежные подземные металлические сооружения может бытьустранено уменьшением тока защиты; регулировкой режима работы защиты на смежныхсооружениях (если они оснащены ЭХЗ); включением смежных сооружений в системусовместной защиты.

4.3.38 Дляопытного включения при отсутствии передвижных лабораторий можно использоватьвыпускаемые электродренажные установки и катодные станции.

4.3.39 Придренажной защите от блуждающих токов точка подключения кабеля к трубопроводувыбирается на таком участке, где средние значения положительных потенциаловтрубопровода по отношению к земле максимальны.

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

Привозможности выбора нескольких мест присоединения предпочтение отдают участкамсетей с наибольшими диаметрами при прочих равных условиях.

4.3.40 Недопускается непосредственное присоединение установок дренажной защиты котрицательным шинам тяговых станций трамвая, а также к сборке отрицательныхлиний этих подстанций. Не допускается присоединять усиленный дренаж в анодныхзонах рельсовой сети, а также к рельсам деповских путей.

4.3.41Подключение усиленного дренажа к рельсовым путям электрифицированных железныхдорог не должно приводить в часы интенсивного движения поездов к тому, чтобы вотсасывающем пункте появлялись устойчивые положительные потенциалы.

4.3.42Поляризованные и усиленные дренажи, подключаемые к рельсовым путямэлектрифицированных железных дорог с автоблокировкой, не должны нарушатьнормальную работу рельсовых цепей системы централизованной блокировки во всехрежимах.

Места иусловия подключения поляризованных и усиленных дренажей согласовываются ссоответствующими службами МПС.

4.3.43Среднечасовой ток всех установок дренажной защиты, подключенных к рельсовомупути или сборке отрицательных питающих линий тяговой подстанции магистральныхучастков электрифицированных дорог постоянного тока, не должен превышать 25%общей нагрузки данной тяговой подстанции.

4.3.44 Приопытном включении в качестве дренажного кабеля можно использовать шланговыекабели сечением 16-120 мм2.

4.3.45 Приприсоединении дренажного кабеля к трубопроводу и элементам отсасывающей сетиэлектротранспорта должен быть обеспечен надежный электрический контакт путемплотного скрепления контактирующих поверхностей.

Присоединениек рельсам трамвая и железных дорог может выполняться при помощи специальнойструбцины, обжимающей подошву рельса, или болтовых соединений. В случае сварныхстыков используются отверстия, имеющиеся в шейках рельсов.

Подключениедренажного кабеля к отсасывающему пункту, сборке отсасывающих кабелей и среднейточке путевого дросселя выполняется с использованием существующего болтовогосоединения с применением дополнительной гайки.

4.3.46 Наопытное включение дренажной установки должно быть получено разрешениетранспортного ведомства. Представитель ведомства при опытном включенииприсоединяет дренажный кабель к сооружениям источников блуждающих токов.

4.3.47Продолжительность работы опытной дренажной защиты зависит от местных условий исоставляет от нескольких десятков минут до нескольких часов. При этом, какправило, должен быть охвачен период максимальных нагрузок электротранспорта.

4.3.48Измерение тока дренажа, потенциалов защищаемого трубопровода, смежных подземныхсооружений и рельсов электротранспорта производят в соответствии с режимамиработы защиты, намеченными программой.

4.3.49 Еслив результате измерений установлено, что зона эффективного действияполяризованной дренажной установки не распространяется на весь район выявленнойопасности, пункт дренирования перемещают или включают одновременно несколькодренажных установок в различных пунктах.

Принедостаточной эффективности принятых мер проводят опытное включение усиленныхдренажных установок или комплекса дренажных установок с катодной станцией. Впоследнем случае опытное включение катодной станции проводят послеокончательного выбора параметров дренажных установок.

4.3.50 Приопытном включении катодной защиты для установки временных заземлений, какправило, выбирают участки, на которых впоследствии предполагается разместить истационарные заземления.

4.3.51Временное анодное заземление представляет собой ряд металлических электродов,помещенных вертикально в грунт на расстоянии 2-3 м друг от друга в 1 или 2ряда. В качестве электродов обычно применяет некондиционные трубы диаметром25-50 мм и длиной 1,5-2 м, забитые в землю на глубину 1-1,5 м.

4.3.52Анодное заземление следует относить от подземных сооружений на максимальновозможное расстояние. В отдельных случаях при отсутствии достаточной площадидля размещения анодного заземления применяют заземления, состоящие из двух иболее групп электродов, расположенных на отдельных участках, группы электродовсоединяют между собой кабелем либо индивидуально подключают к катодной станции.

Дляобеспечения эффективности катодной защиты целесообразно выбирать участкиразмещения анодных заземлений, на которых между защищаемыми трубопроводами ианодным заземлением отсутствуют прокладки других подземных металлическихсооружений.

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

4.3.53 Какправило, при опытном включении катодной защиты определяют основной ее параметр- среднее значение силы тока в цепи ЭХЗ.

Присоставлении проекта остальные параметры защиты (сопротивление дренажногокабеля, сопротивление растеканию тока анодного заземления, напряжение назажимах катодной станции или вольтодобавочного устройства усиленногоэлектродренажа) рассчитывают либо выбирают с учетом технико-экономическихпоказателей различных вариантов соотношения параметров.

4.3.54Проектирование ЭХЗ подземных стальных трубопроводов, находившихся вкоррозионно-опасных условиях более сроков, указанных в п.2.1.6, осуществляетсяпосле проверки их технического состояния в соответствии с НТД и устранениявыявленных дефектов.

Примечание:

В связи с тем, что привключении ЭХЗ возможно восстановление и отслаивание продуктов коррозии наповерхности трубопровода, длительно находившегося в эксплуатации, необходимо втечение 1-го года эксплуатации ЭХЗ осуществить проверку плотности (а повозможности и прочности) трубопровода и проверку изоляции"надтрассовым" методом.

 

4.4ПРОИЗВОДСТВО СТРОИТЕЛЬНО-МОНТАЖНЫХ РАБОТ ПО ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЕ

 

4.4.1 Передначалом строительства проект должен быть зарегистрирован Подрядчиком ворганизации, осуществляющей такую регистрацию.

Регистрирующаяпроект организация проверяет действительность на текущий момент согласованийпроекта, определяет соответствие предусмотренных проектом мероприятийвозможностям и требованиям текущего периода, необходимость реализации проекта кмоменту регистрации и наличие лицензии у Подрядчика.

Необходимыеизменения, вносящиеся в проект на этой стадии, должны быть согласованы со всемизаинтересованными организациями, согласовавшими проект при его разработке, иновыми организациями, чьи интересы затрагиваются при внесении этих изменений впроект.

4.4.2 Доначала строительно-монтажных работ строительная организация получает в соответствующихместных органах власти разрешение на производство работ, после чего вызывает наместо производства работ представителей всех заинтересованных организаций,уточняет с их помощью наличие и местоположение в зоне производства работподземных сооружений и коммуникаций, согласовывает с ними план производстваработ.

Оторганизации, чьи подземные сооружения или коммуникации находятся внепосредственной (до 5 м) близости к местам производства работ, должны бытьполучены письменные уведомления с привязками этих сооружений или коммуникаций иособыми требованиями к организации производства работ, если они имеются.

Примечание:

Местными органами властиможет быть установлен и другой порядок организации подготовки кстроительно-монтажным работам, в соответствии с которым Подрядчик получаетуведомления непосредственно по месту размещения заинтересованных организаций. Вэтих случаях необходимость вызова их представителей на место производства работопределяется в момент получения уведомления.

 

4.4.3 Передначалом строительно-монтажных работ Подрядчик извещает о дате начала работЗаказчика, проектную организацию, организацию, осуществляющую техническийнадзор за строительством, и организацию, на обслуживание которой будетпередаваться строящиеся защитные установки.

Срокиизвещения о начале строительно-монтажных работ определяются указаннымиорганизациями.

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

4.4.5Строительство и монтаж узлов и деталей установок ЭХЗ рекомендуется осуществлятьпо типовым чертежам альбома МГНП 01-99 "Узлы и детали электрозащитыинженерных сетей от коррозии" АО института "МосгазНИИПроект".

Допускаетсястроительство и монтаж отдельных узлов и деталей установок ЭХЗ по чертежам,разработанным специализированными проектными организациями (имеющими лицензиина выполнение конструкторских разработок) и согласованным с Заказчиком,эксплуатационной организацией и подрядными строительными организациями.

4.4.6 Накаждом объекте строительства установок ЭХЗ Подрядчиком заводится журналавторского и технического надзора, в который должны заносить свои замечания исведения о контроле производства работ те организации, которые осуществляюттехнический надзор за строительством, авторский надзор и приемку отдельныхузлов.

4.4.7Отступления от проектных решений в процессе строительства допускаются послесогласований с проектными организациями, эксплуатационными организациями иЗаказчиками, а также с территориальными организациями - держателями геофонда, вслучаях, когда отступления связаны с размещением подземных сооружений.

Еслиотступления затрагивают интересы других организаций, они должны бытьпредварительно с ними согласованы.

4.4.8Приварку контактных устройств, электроперемычек и контрольных проводников кдействующим трубопроводам осуществляют организации, которые эксплуатируют этитрубопроводы, по договорам с Подрядчиками.

Приваркуконтактных устройств, электроперемычек и контрольных проводников к строящимсятрубопроводам осуществляют специализированные строительные организации, имеющиелицензии на производство сварочных работ на трубопроводах, и паспортированныесварщики.

Все работы,связанные с присоединениями дренажных кабелей к соответствующим устройствамсети электрифицированного транспорта, производят в соответствии с предписаниямиэксплуатационных организаций (железных дорог и трамвая) и в присутствиипредставителей этих организаций.

4.4.9Восстановление изоляционных покрытий на трубопроводах после приварки контактныхустройств, электроперемычек или контрольных проводников осуществляюторганизации, которые эксплуатируют эти трубопроводы, или с их согласияспециализированные организации, имеющие лицензии на производство изоляционныхработ на действующих трубопроводах, по договорам с Подрядчиками.

4.4.10Используемые в качестве стационарных медносульфатные электроды сравнения,например, типа ЭНЕС должны быть заполнены незамерзающим электролитом всоответствии с сертификатом качества.

Перед оборудованиемконтрольно-измерительных пунктов стационарными медно-сульфатными электродамисравнения необходимо проводить лабораторный предустановочный контрольпоследних, в процессе которого строительной организацией проверяется переходноесопротивление "электрод - влагонасыщенный песок".

С этой цельюдо начала измерений электроды выдерживают в нормальных климатических условияхне менее 3 ч.

Измерениепереходного электрического сопротивления электродов производят по схеме,приведенной на рис.4.4.1.

 

 

Рис.4.4.1Схема измерения переходного электрического сопротивления электродов сравнения

1 -проверяемый электрод сравнения; 2 - омметр (мультиметр типа 43313.1);

3 -металлическая кювета; 4 - песок, увлажненный раствором NaCl в дистиллированнойводе.

 

Кювету изнержавеющей стали или алюминия размерами 30х30х10 см заполняют песком на высоту9 см. Песок увлажняют до полного насыщения раствором NaCl с концентрацией 500мг на 1 литр воды.

Электродыустанавливают поочередно на поверхность песка в средней части кюветы. Длясоздания надежного электролитического контакта ионообменной мембраны электродас песком основание электродов следует обмазать указанным увлажненным песком,втерев его в защитную решетку на дне электрода.

Через 10±1мин после установки электродов в кювету измеряют переходное сопротивлениеэлектродов омметром (например, мультиметром 43313.1). Измерительные проводникиот омметра присоединяют к электроду сравнения и кювете.

Переходноесопротивление "электрод - влагонасыщенный песок" должно быть не более15 кОм.

Стационарныйэлектрод сравнения с датчиком потенциала устанавливают в КИПе так, чтобы днокорпуса и датчик находились на уровне нижней образующей трубопровода и нарасстоянии 100 мм от его боковой поверхности. При этом плоскость датчика должнабыть перпендикулярна к оси трубопровода, а на боковой поверхности трубопроводане должно быть дефектов в изоляции.

Медносульфатныеэлектроды сравнения после установки (так же, как контрольно-измерительныепункты, электроперемычки, контактные устройства, индикаторы коррозии и др.)необходимо засыпать вручную.

4.4.11Технологический процесс монтажа контактных устройств, электроперемычек,контрольно-измерительных пунктов и анодных заземлителей должен осуществлятьсяпод пооперационным контролем представителей организаций, осуществляющихтехнический надзор за строительством ЭХЗ установок с оформлениемсоответствующих актов приемки.

4.4.12Прокладка кабелей по стенам зданий и опорам, монтаж электрических щитков иподключения к действующим сетям электропитания должны осуществляться всоответствии с требованиями "Правил устройства электроустановок"(ПУЭ) Министерства топлива и энергетики Российской Федерации, "Правилэксплуатации электроустановок потребителей" (ПЭЭП) ГлавэнергонадзораРоссии и "Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановокпотребителей" (ПТБЭЭП) Главэнергонадзора России. Условия присоединения кдействующим сетям электропитания должны удовлетворять также техническимтребованиям энергоснабжающей организации, полученным на стадии разработки проекта.

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

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

4.4.15Проверка работоспособности и надежности преобразователей различных типовпроводится согласно схеме рис.4.4.2.

В качественагрузки могут быть использованы проволочные или ленточные сопротивления, вчастности, намотанные на изолированную трубу.

Для каждогоиз испытываемых преобразователей величина нагрузочного сопротивления должнабыть равна отношению номинального выходного напряжения к номинальному выходномутоку.

Всепреобразователи проверяются в режиме ручного управления. С помощью ручки переменногорезистора проверяются: возможность установки номинальных выходных параметров,диапазон регулирования выходного напряжения, значение которого должно менятьсяв пределах, указанных в паспорте.

Приноминальном напряжении устанавливается номинальный ток и производитсятрехкратное отключение и включение питающего напряжения, затем проверяетсяработоспособность преобразователя при работе в номинальном режиме в течение неменее 1 ч.

Указанныевыше испытания проводятся на обеих ступенях выходного напряженияпреобразователя.

Затемавтоматические преобразователи переводятся в режим автоматического поддержанияразности потенциалов между трубопроводом и электродом сравнения. Согласно схемек преобразователю подключается делитель напряжения на резисторах. Поочередноустанавливается заданная разность потенциалов 0,8; 2,0 и 3,5 В и измеряетсяразность потенциалов на клеммах блока управления. Измерения производятсяприбором с входным сопротивлением не менее 200 кОм/В. Разница между значениямиизмеряемой и заданной разности потенциалов не должна превышать указанных впаспорте значений.

Напреобразователи, не выдержавшие испытаний предустановочного контроля,составляется акт-рекламакция, который предъявляется заводу-изготовителю.

 

 

Рис.4.4.2Схема проверки работы преобразователя в ручном и автоматическом режимах

 

Номинальное выходное напряжение, В

R1, кОм ±10%

R2, кОм ±10%

24

6,2

1,5

48

13

1,5

 

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

4.4.17Корпуса преобразователей установок ЭХЗ во избежание поражения людейэлектрическим током должны быть заземлены или занулены в соответствии стребованиями "ПУЭ".

4.4.18Монтаж установок гальванической (протекторной) защиты осуществляется всоответствии с требованиями "Инструкции по монтажу и эксплуатациипротекторной защиты в условиях коммунального хозяйства" РДИ 204 РСФСР 3.11- 82.

4.4.19 Послезавершения строительно-монтажных работ Подрядчиком составляется "Акт наприемку строительно-монтажных работ", который подписывается Заказчиком,Подрядчиком, представителями технического надзора и представителями проектнойорганизации. Акт на приемку строительно-монтажных работ составляется на каждуюустановку в отдельности.

4.4.20Исполнительные чертежи на построенные установки ЭХЗ составляются строительнымиорганизациями в процессе производства работ до засыпки кабельных прокладок ивсех узлов, заверяются представителями Заказчика и эксплуатационныхорганизаций, которым передаются установки, после проверки соответствия ихпроекту и на основании промеров и осмотров до засыпки.

4.4.21Заверенные представителями Заказчиков и эксплуатационных организацийисполнительные чертежи строительными организациями должны сдаваться втерриториальные геодезические организации - держатели геофонда, которыеосуществляют их приемку после контрольных геодезических съемок в открытыхтраншеях и котлованах.

4.4.22 Послезавершения строительно-монтажных работ в полном объеме строительные организациипередают Заказчикам для организации выполнения наладочных работ следующуюдокументацию:

 

- Проект со всеми согласованиями отступлений от него, допущенными в ходе строительно-монтажных работ

- 1 экз.

- Исполнительные чертежи: масштаб 1:500 на кальке с отметкой о приемке их в геофонд и в копиях

- 1 экз. - 3 экз.

- Журнал авторского и технического надзора

- 1 экз.

- Справки от смежных организаций о выполнении работ в полном объеме, если такие работы были предусмотрены проектами

- 1 экз.

- Технические паспорта на преобразователи, дренажные устройства и сертификаты качества предприятий-изготовителей на гальванические аноды (протекторы), анодные заземлители, медносульфатные электроды сравнения и др. комплектующие изделия

- 1 экз.

- Акты приемки электромонтажных работ

- 1 экз.

- Акты приемки контактных устройств, электроперемычек, опорных и контрольных пунктов

- 1 экз.

- Акты приемки скрытых работ

- 1 экз.

- Акты проверки сопротивления растеканию контуров анодных заземлений

- 1 экз.

- Протоколы измерений сопротивления изоляции кабелей

- 1 экз.

- Протоколы измерений сопротивления петли "фаза-ноль" или сопротивления защитного заземления

- 2 экз.

 - Акты предустановочного контроля преобразователей

- 1 экз.

- Акты пневматических и электрических испытаний (заводских) изолирующих фланцев

- 1 экз.

- Справки о приемке установленных электроизолирующих соединений

- 1 экз.

- Справки о выполненном благоустройстве территорий, на которых производились строительно-монтажные работы, от владельцев этих территорий

- 1 экз.

Рекомендуемыеформы приемо-сдаточной документации приведены в Приложении X.

4.4.23Указанная документация по поручению Заказчиков может передаваться сразунепосредственно эксплуатационным организациям в случаях, когда наладочныеработы будут выполняться этими организациями.

4.4.24 Послеприемки документации от строительных организаций в полном объеме Заказчикзаключает договора с энергоснабжающими организациями на пользованиеэлектроэнергией, составляет с ними акты разграничения балансовой принадлежностии ответственности за эксплуатацию линий электропитания и получает от местныхорганов Энергонадзора в установленном ими порядке разрешения на допускустановок ЭХЗ в эксплуатацию.

 

4.5ПУСКОНАЛАДОЧНЫЕ РАБОТЫ

 

4.5.1Пусконаладочные работы проводятся перед приемкой ЭХЗ и включают осмотр ипроверку всех доступных элементов ЭХЗ и контроль потенциала трубопровода вовсех пунктах измерений, указанных в проекте ЭХЗ.

Наладкаустановок ЭХЗ выполняется специализированными организациями, имеющими лицензиюна выполнение этих работ.

4.5.2Заказчик передает наладочной организации следующую документацию:

- Проектную документацию с согласованными в ходе строительства изменениями в полном объеме

- 1 экз.

- Копии исполнительных чертежей на каждую установку

- 1 экз.

- Акты приемки строительно-монтажных работ на каждую установку

- 1 экз.

- Акты допуска Энергонадзором электроустановок в эксплуатацию на каждую установку передает заказчик

- 1 экз.

4.5.3 Впроцессе наладочных работ преобразователи установок ЭХЗ должны пройтитщательный технический осмотр, проверку правильности всех внешних подключений ипроверку плотности всех контактов. Выявленные в ходе осмотра и проверкинедостатки устраняются работниками наладочных организаций, а выявленные неверныевнешние подключения исправляются работниками строительно-монтажных организаций.

4.5.4 Послепроверки преобразователей производится осмотр и проверка всех элементов ЭХЗ.Все выявленные в ходе этой проверки дефекты устраняются строительно-монтажной организацией.

4.5.5Установки ЭХЗ включаются в работу с токовыми нагрузками, соответствующимипроектным параметрам, не менее чем за 72 часа до начала пуско-наладочных работпри обязательной проверке правильности внешних подключений.

4.5.6 Оначале пуско-наладочных работ извещаются владельцы защищаемых сооружений,эксплуатационные организации, которым будут передаваться защитные установки, ивладельцы смежных подземных коммуникаций.

4.5.7 Напервом этапе наладочных работ производятся измерения потенциалов защищаемыхсооружений при проектных режимах работы установок ЭХЗ.

4.5.8Измерения производятся во всех пунктах измерений, предусмотренных проектом. Этопункты с наиболее высокими положительными и знакопеременными потенциалами,зафиксированными в ходе коррозионных изысканий; пункты в местах натрубопроводах, наиболее приближенных к источникам блуждающих токов,высоковольтным кабелям и линиям электропередач, а также наиболее удаленные инаиболее приближенные к анодным заземлителям.

4.5.9Измерения должны производиться с использованием приборов и технологий,предусмотренных ГОСТом 9.602-89 * и разд.4.7 настоящей Инструкции.

4.5.10Измерения при наладке дренажных защитных установок должны производитьсяприборами, обеспечивающими, по возможности, синхронные измерения потенциалов"труба-земля" и "рельс-земля" с длительностью записи неменее 1 ч.

4.5.11Полученные результаты измерений первого этапа с учетом измерений на смежныхкоммуникациях анализируются, и принимаются решения по корректировке режимовработы установок защиты.

4.5.12 Вслучае необходимости изменения режимов работы ЭХЗ измерения повторяются во всехпунктах, находящихся в зонах действия защитных установок с измененными режимамиработы.

4.5.13Корректировка режимов работы ЭХЗ может производиться неоднократно до достиженияжелаемых результатов.

4.5.14 Вконечном итоге на защитных установках должны быть установлены минимальновозможные защитные токи, при которых на защищаемых сооружениях во всех пунктахизмерений достигаются защитные потенциалы, по абсолютной величине не нижеминимально допустимых и не более максимально допустимых.

4.5.15Окончательно установленные режимы работы защитных установок должны бытьсогласованы со всеми организациями, имеющими подземные сооружения в зонахдействия налаживаемых установок, о чем они дают подтверждения в своихзаключениях (справках).

4.5.16 Вслучаях, когда в ходе наладочных работ не удается достигнуть на защищаемыхсооружениях требуемых защитных потенциалов во всех пунктах измерений,наладочная организация совместно с проектной и эксплуатационной организациямиразрабатывает перечень необходимых дополнительных мероприятий и направляет ихЗаказчику для принятия соответствующих мер.

4.5.17 Дореализации дополнительных мероприятий зона эффективной защиты подземных сооруженийостается уменьшенной.

4.5.18Завершаются наладочные работы оформлением технического отчета по наладкеустановок ЭХЗ, который должен включать: полные сведения о защищаемых и смежныхподземных сооружениях; действующих источниках блуждающих токов; показателяхкоррозионной опасности; о построенных и ранее действующих (если такие имеются)установках ЭХЗ; установленных на сооружениях электроперемычках; действующих ивновь построенных КИПах; электроизолирующих соединениях; полную информацию овыполненных работах и их результатах; таблицу с окончательно установленнымипараметрами работы установок ЭХЗ; таблицу потенциалов защищаемых сооружений вустановленных окончательно режимах работы установок ЭХЗ; справки (заключения)владельцев смежных сооружений; заключение по наладке установок ЭХЗ;рекомендации по дополнительным мероприятиям по защите подземных сооружений откоррозии.

4.5.19Технический отчет по наладке должен быть согласован организацией поэксплуатации газового хозяйства в регионе или действующей по ее поручениюспециализированной организацией по защите от коррозии и организацией,координирующей по поручению местных властей работу по защите подземныхсооружений в регионе (если такая имеется).

 

 

 

4.6 ПОРЯДОКПРИЕМКИ И ВВОДА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ УСТАНОВОК ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ

 

4.6.1Установки ЭХЗ вводятся в эксплуатацию после завершения пусконаладочных работ ииспытания на стабильность в течение 72 ч.

4.6.2Установки ЭХЗ принимает в эксплуатацию комиссия, в состав которой входятпредставители следующих организаций: Заказчика; проектной (по необходимости);строительной; эксплуатационной, на баланс которой будет передана построеннаяустановка ЭХЗ; предприятия по защите от коррозии (службы защиты); местныхорганов Госгортехнадзора России (при необходимости), городских (сельских)электросетей.

4.6.3 Данныепроверки готовности объектов к сдаче заказчик сообщает организациям, входящим всостав приемной комиссии, не менее чем за сутки.

4.6.4Заказчик предъявляет приемной комиссии: проект на устройство ЭХЗ и документы,указанные в Приложении X.

4.6.5 Послеознакомления с исполнительной документацией и с техническим отчетом опусконаладочных работах приемная комиссия выборочно проверяет выполнениезапроектированных работ, средств и узлов ЭХЗ, в том числе изолирующих фланцевыхсоединений, контрольно-измерительных пунктов, перемычек и других узлов, а такжеэффективность действия установок ЭХЗ. Для этого измеряют электрическиепараметры установок и потенциалы трубопровода на участках, где в соответствии спроектом зафиксирован минимальный и максимальный защитный потенциал, а призащите только от блуждающих постоянных токов предусмотрено отсутствиеположительных потенциалов.

УстановкиЭХЗ, не соответствующие проектным параметрам, не должны подлежать приемке.

4.6.6Установку ЭХЗ вводят в эксплуатацию только после подписания комиссией акта оприемке.

В случаенеобходимости может быть осуществлена приемка ЭХЗ во временную эксплуатацию нанезаконченном строительством трубопроводе.

Послеокончания строительства ЭХЗ подлежит повторной приемке в постояннуюэксплуатацию.

4.6.7 Приприемке ЭХЗ на подземных трубопроводах, пролежавших в грунтах высокойкоррозионной агрессивности более 6 мес., а в зонах опасного влияния блуждающихтоков - более 1 мес., необходимо проверить их техническое состояние всоответствии с НТД и при наличии повреждений установить сроки их устранения.

4.6.8 Каждойпринятой установке ЭХЗ присваивают порядковый номер и заводят специальныйпаспорт установки, в который заносят все данные приемочных испытаний.

 

4.7 ЭКСПЛУАТАЦИЯУСТАНОВОК ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ

 

4.7.1 Приэксплуатации установок ЭХЗ должны проводиться периодические технические осмотрыи проверка эффективности их работы.

На каждойзащитной установке необходимо иметь журнал контроля, в который заносятся результатыосмотра и измерений.

4.7.2Обслуживание установок ЭХЗ в процессе эксплуатации должно осуществляться всоответствии с графиком технических осмотров и планово-предупредительныхремонтов. График технических осмотров и планово-предупредительных ремонтовдолжен включать определение видов и объемов осмотров и ремонтных работ, срокиих проведения, указания по организации учета и отчетности о выполненныхработах.

Основноеназначение работ - содержание установок ЭХЗ защиты в состоянии полнойработоспособности, предупреждение их преждевременного износа и отказов вработе.

4.7.3Технический осмотр включает:

- осмотрвсех элементов установки с целью выявления внешних дефектов, проверку плотностиконтактов, исправности монтажа, отсутствия механических повреждений отдельныхэлементов, отсутствия подгаров и следов перегревов, отсутствия раскопок натрассе дренажных кабелей и анодных заземлений;

- проверкуисправности предохранителей;

- очисткукорпуса дренажного и катодного преобразователя, блока совместной защиты снаружии внутри;

- измерениетока и напряжения на выходе преобразователя или между гальваническим анодом(протектором) и трубой;

- измерениеполяризационного или суммарного потенциала трубопровода в точке подключенияустановки;

-производство записи в журнале установки о результатах выполненной работы.

4.7.4Текущий ремонт включает:

- все работыпо техническому осмотру;

- измерениесопротивления изоляции питающих кабелей;

- одну илидве из указанных ниже работ по ремонту: линий питания (до 20% протяженности),выпрямительного блока, блока управления, измерительного блока, корпусаустановки и узлов крепления, дренажного кабеля (до 20% протяженности),контактного устройства контура анодного заземления, контура анодного заземления(в объеме менее 20%).

4.7.5 Капитальныйремонт включает:

- все работыпо техническому осмотру;

- более двухремонтных работ, перечисленных в пункте 4.7.4, либо ремонт в объеме более 20% -линии питания, дренажного кабеля, контура анодного заземления.

4.7.6Внеплановый ремонт - вид ремонта, вызванный отказом в работе оборудования и непредусмотренный годовым планом ремонта.

Отказ вработе оборудования должен быть зафиксирован аварийным актом, в которомуказываются причины аварии и подлежащие устранению дефекты.

4.7.7Рекомендуемые сроки проведения технических осмотров и планово-предупредительныхремонтов:

-технический осмотр - 2 раза в месяц для катодных, 4 раза в месяц - длядренажных установок и 1 раз в 6 месяцев - для установок гальванической защиты(при отсутствии средств телемеханического контроля). При наличии средствтелемеханического контроля сроки проведения технических осмотровустанавливаются руководством эксплуатационной организации с учетом данных онадежности устройств телемеханики;

- текущийремонт - 1 раз в год;

- капитальныйремонт - в зависимости от условий эксплуатации (ориентировочно 1 раз в 5 лет).

4.7.8 Сцелью оперативного выполнения внеплановых ремонтов и сокращения перерывов вработе ЭХЗ в организациях, эксплуатирующих устройства ЭХЗ, целесообразно иметьрезервный фонд преобразователей для катодной и дренажной защиты из расчета 1резервный преобразователь на 10 действующих.

4.7.9 Припроверке параметров электродренажной защиты измеряют дренажный ток,устанавливают отсутствие тока в цепи дренажа при перемене полярноститрубопровода относительно рельсов, определяют порог срабатывания дренажа (приналичии реле в цепи дренажа или цепи управления), а также сопротивление в цепиэлектродренажа.

4.7.10 Припроверке параметров работы катодной станции измеряют ток катодной защиты,напряжение на выходных клеммах катодной станции и потенциал трубопровода наконтактном устройстве.

4.7.11 Припроверке параметров установки гальванической защиты измеряют:

1) силу токав цепи гальванический анод (ГА) - защищаемое сооружение;

2) разностьпотенциалов между ГА и трубой;

3) потенциалтрубопровода в точке присоединения ГА при подключенном ГА.

4.7.12Эффективность ЭХЗ проверяют не реже, чем 2 раза в год (с интервалом не менее 4месяцев), а также при изменении параметров работы установок ЭХЗ и приизменениях коррозионных условий, связанных с:

- прокладкойновых подземных сооружений;

- изменениемконфигурации газовой и рельсовой сети в зоне действия защиты;

- установкойЭХЗ на смежных коммуникациях.

4.7.13Контроль эффективности ЭХЗ подземных стальных трубопроводов производится пополяризационному потенциалу или при отсутствии возможности его измерений - посуммарному потенциалу трубопровода в точке подключения установки ЭХЗ и награницах создаваемых ею зон защиты. Для подключения к трубопроводу могут бытьиспользованы контрольно-измерительные пункты, вводы в здания и другие элементытрубопровода, доступные для производства измерений. На трубопроводе до местаприсоединения не должно быть фланцевых или электроизолирующих соединений, еслина них не установлены электрические перемычки.

4.7.14Поляризационный потенциал стальных трубопроводов измеряют на стационарныхКИПах, оборудованных медносульфатным электродом сравнения длительного действияс датчиком потенциала - вспомогательным электродом (ВЭ, рис.4.7.1), или нанестационарных КИПах с помощью переносного медносульфатного электрода сравненияс датчиком потенциала - вспомогательным электродом (ВЭ, рис.4.7.2).

 

 

Рис.4.7.1Схема измерения поляризационного потенциала на стационарных КИПах

1 - трубопровод;2 - контрольные проводники; 3 - прибор типа 43313.1; 4 - стационарныймедносульфатный электрод сравнения; 5 - датчик потенциала.

 

Примечание:

При использовании приборатипа ПКИ-02 проводник от трубопровода присоединяют к соответствующей клеммеприбора.

 

 

Рис.4.7.2Схема измерения поляризационного потенциала на нестационарных КИПах

1 -трубопровод; 2 - датчик потенциала; 3 - переносный медносульфатный электродсравнения; 4 - прибор типа 43313.1

 

Примечание:

При использовании приборатипа ПКИ-02 проводник от трубопровода присоединяют к соответствующей клеммеприбора.

 

4.7.15 Дляизмерений поляризационного потенциала на нестационарных КИПах используют ВЭ ипереносной медносульфатный электрод сравнения, устанавливаемые на времяизмерений в специальном шурфе.

Подготовкушурфа и установку ВЭ производят в следующем порядке:

В намеченномпункте измерений (где имеется возможность подключения к трубопроводу) с помощьютрассоискателя или по привязкам на плане трассы трубопровода определяютместорасположение трубопровода.

Надтрубопроводом или в максимальном приближении к нему в месте отсутствиядорожного покрытия делают шурф глубиной 300-350 мм и диаметром 180-200 мм.

Датчик (ВЭ)и переносной электрод сравнения следует устанавливать на расстоянии не менее 3h от трубокгидравлических затворов, конденсатосборников и контрольных трубок (h -расстояние от поверхности земли до верхней образующей трубопровода).

Передустановкой в грунт ВЭ зачищают шкуркой шлифовальной (ГОСТ 6456-82) зернистостью40 и меньше и насухо протирают. Предварительно из взятой со дна шурфа частигрунта, контактирующего с ВЭ, должны быть удалены твердые включения размеромболее 3 мм. На выровненное дно шурфа насыпают слой грунта толщиной 30 мм. Затемукладывают ВЭ рабочей поверхностью вниз и засыпают его грунтом до отметки 60-80мм от дна шурфа. Грунт над ВЭ утрамбовывают с усилием 3-4 кг на площадь ВЭ.Сверху устанавливают переносной электрод сравнения и засыпают грунтом.Переносной электрод сравнения перед установкой подготавливают по п.4.2.12. Приналичии атмосферных осадков предусматривают меры против увлажнения грунта ипопадания влаги в шурф.

4.7.16 Дляизмерения поляризационного потенциала используют приборы с прерывателем тока(например, типа 43313.1 или ПКИ-02).

Прерывательтока обеспечивает попеременное подключение ВЭ к трубопроводу и к измерительнойцепи.

Измерения настационарных и нестационарных КИПах производят следующим образом. Ксоответствующим клеммам приборов (рис.4.7.1 и 4.7.2) присоединяют контрольныепроводники от трубопровода, ВЭ и электрода сравнения; включают прибор. Через 10мин после включения прибора измеряют потенциалы с записью результатов черезкаждые 10 с или при использовании прибора ПКИ-02 - с хранением в памятиприбора. Продолжительность измерений при отсутствии блуждающих токов не менее10 мин. При наличии блуждающих токов продолжительность измерений принимается всоответствии с рекомендациями, изложенными в п.4.2.13.

Результатыизмерений заносят в протокол (Приложение Ц).

Примечания:

1. Продолжительность измеренийпотенциала трубопровода в точке подключения установки защиты при ее техническомосмотре (см. п.4.7.3) может составлять 5 мин.

2. Если на стационарном КИПеВЭ постоянно подключен к катодно поляризуемому трубопроводу, то измеренияполяризационного потенциала начинаются непосредственно после подключенияприбора.

 

4.7.17Среднее значение поляризационного потенциала Еср, В,вычисляют по формуле:

,

где SEi - суммаизмеренных n значений поляризационных потенциалов (В) за весь период измерений;

n - общеечисло измерений.

4.7.18 Поокончании измерительных работ на нестационарном КИП и извлечения из шурфаэлектрода сравнения и ВЭ шурф засыпают грунтом. В целях обеспечения возможностиповторных измерений в данной точке на плане прокладки трубопровода делаютпривязку пункта измерений.

4.7.19 Дляопределения эффективности ЭХЗ по суммарному потенциалу (включающемуполяризационную и омическую составляющие) используют приборы типа ЭВ 2234,43313.1, ПКИ-02. Переносные электроды сравнения устанавливают на поверхностиземли на минимально возможном расстоянии (в плане) от трубопровода, в том числена дне колодца. Режим измерений - по п.4.7.15.

4.7.20Среднее значение суммарного потенциала Uср (В)вычисляют по формуле:

,

где SUi - суммазначений суммарного потенциала, n - общеечисло отсчетов.

Результатыизмерений заносятся в сводный журнал (Приложение Ц), а также могутфиксироваться на картах-схемах подземных трубопроводов.

4.7.21 Призащите по смягченному критерию защищенности минимальный (по абсолютнойвеличине) защитный поляризационный потенциал определяется по формуле:

Емин = Ест– 0,10 В,

где Ест- стационарный потенциал вспомогательного электрода (датчика потенциала).

Поляризационныйпотенциал измеряют в соответствии с п.4.7.15.

Дляопределения Ест датчика (ВЭ) датчик отключают от трубы ичерез 10 мин после отключения измеряют его потенциал Е. Если измеренныйпотенциал отрицательнее - 0,55 В, то это значение принимается за Ест.Если измеренный потенциал по абсолютной величине равен или меньше 0,55 В, топринимается Ест = -0,55 В. Значения Ест (измеренное и принятое) заносятся в протокол (Приложение Ц).

4.7.22 Приобнаружении неэффективной работы установок катодной или дренажной защиты(сокращены зоны их действия, потенциалы отличаются от допустимых защитных)необходимо произвести регулирование режима работы установок ЭХЗ.

Еслипотенциал трубопровода на участке подключения гальванического анода (ГА)окажется меньше (по абсолютному значению) проектного или минимального защитногопотенциала, необходимо проверить исправность соединительного провода между ГА итрубопроводом, мест припайки его к трубопроводу и ГА. Если соединительныйпровод и места припайки его окажутся исправными, а потенциал по абсолютномузначению не увеличивается, то делают шурф на глубину закопки ГА для его осмотраи проверки наличия вокруг него засыпки (активатора).

4.7.23Сопротивление растеканию тока анодного заземления следует измерять во всехслучаях, когда режим работы катодной станции резко меняется, но не реже 1 разав год.

Сопротивлениерастеканию тока анодного заземления определяют как частное от делениянапряжения на выходе катодной установки на ее выходной ток или с помощьюприбора М-416 и стальных электродов по схеме на рис.4.7.3.

 

 

Рис.4.7.3Измерение сопротивления растеканию тока анодного заземления

1 - анодныезаземлители; 2 - контрольно-измерительный пункт; 3 - измерительный прибор;

4 -измерительный электрод; 5 - питающий электрод; 6 - дренажный провод.

 

При длинеанодного заземлителя lа.з питающийэлектрод относят на расстояние b ³ 3 lа.з,измерительный электрод - на расстояние a ³ 2 lа.з

4.7.24Сопротивление защитного заземления электроустановок измеряют не реже 1 раза вгод. Схема измерения сопротивления растеканию тока защитного заземленияприведена на рис.4.7.3. Измерения следует производить в наиболее сухое времягода.

4.7.25Исправность электроизолирующих соединений проверяют не реже 1 раза в год. Дляэтой цели используют специальные сертифицированные индикаторы качестваэлектроизолирующих соединений.

Приотсутствии таких индикаторов измеряют падение напряжения на электроизолирующемсоединении или синхронно потенциалы трубы по обеим сторонам электроизолирующегосоединения. Измерение проводят при помощи двух милливольтметров. При исправномэлектроизолирующем соединении синхронное измерение показывает скачокпотенциала.

В случаеприменения изолирующих вставок ЗАО "Экогаз" (г.Владимир), имеющихметаллическую муфту, изолированную с обеих сторон от трубопровода, проверить ихисправность можно определением сопротивлений муфты относительно каждой изсторон трубопровода с помощью мегомметра напряжением до 500 В. Сопротивлениедолжно быть не менее 200 кОм.

Результатыпроверки оформляют протоколами согласно Приложению Ч.

4.7.26 Еслина действующей установке ЭХЗ в течение года наблюдалось 6 и более отказов вработе преобразователя, последний подлежит замене. Для определения возможностидальнейшего использования преобразователя необходимо провести его испытание вобъеме, предусмотренном требованиями предустановочного контроля.

4.7.27 Вслучае если за время эксплуатации установки ЭХЗ общее количество отказов в ееработе превысит 12, необходимо провести обследование технического состояниятрубопровода по всей длине защитной зоны.

4.7.28Организации, осуществляющие эксплуатацию устройств ЭХЗ, должны ежегодносоставлять отчет об отказах в их работе.

4.7.29Суммарная продолжительность перерывов в работе установок ЭХЗ не должнапревышать 14 суток в течение года.

В техслучаях, когда в зоне действия вышедшей из строя установки ЭХЗ защитныйпотенциал трубопровода обеспечивается соседними установками ЭХЗ (перекрываниезон защиты), то срок устранения неисправности определяется руководствомэксплуатационной организации.

 

4.8ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИИ И ОПАСНОСТИ КОРРОЗИИ ТРУБОПРОВОДОВ

 

4.8.1 Вовсех шурфах, отрываемых при ремонте, реконструкции и ликвидации дефектовизоляции или коррозионных повреждений трубопровода, должны определятьсякоррозионное состояние металла и качество изоляционного покрытия.

4.8.2 Приобнаружении коррозионного повреждения на действующем трубопроводе проводитсяобследование с целью выявления причины коррозии и разработкипротивокоррозионных мероприятий.

Форма актаобследования утверждается руководителем хозяйства, эксплуатирующего данныйтрубопровод.

В актедолжны быть отражены:

- год вводав эксплуатацию данного участка трубопровода, диаметр трубопровода, толщинастенки, глубина укладки;

- тип иматериал изоляционного покрытия;

- состояниепокрытия (наличие повреждений);

- толщина,переходное сопротивление, адгезия покрытия;

-коррозионная агрессивность грунта;

- наличиеопасного действия блуждающих токов;

- сведения одате включения защиты и данные об имевших место отключениях ЭХЗ;

- данныеизмерения поляризационного потенциала трубы и потенциала трубы при выключеннойзащите;

- состояниенаружной поверхности трубы вблизи места повреждения, наличие и характерпродуктов коррозии, количество и размеры повреждений и их расположение попериметру трубы.

Приобнаружении высокой коррозионной агрессивности грунта или опасного действияблуждающих токов при шурфовом обследовании следует дополнительно определитькоррозионную агрессивность грунта и наличие опасного действия блуждающих токовна расстоянии около 50 м по обе стороны от места повреждения по трассетрубопровода.

В заключениидолжна быть указана причина коррозии и предложены противокоррозионныемероприятия.

Возможнаяформа акта приведена в Приложении Ш.

4.8.3Определение опасного действия блуждающих токов (по пп.4.2.16-4.2.24) научастках трубопроводов, ранее не требовавших ЭХЗ, проводится 1 раз в 2 года, атакже при каждом изменении коррозионных условий.

4.8.4 Оценкакоррозионной агрессивности грунтов (по п.п.4.2.1-4.2.8) по трассетрубопроводов, ранее не требовавших ЭХЗ, проводится 1 раз в 5 лет, а также прикаждом изменении коррозионных условий.

4.8.5 Научастках трубопровода, где произошло коррозионное повреждение, после еголиквидации целесообразно предусмотреть установку индикаторов коррозии (п.4.3.11и Приложение О).


ПРИЛОЖЕНИЯ

 

Приложение А

(Справочное)

 

ПЕРЕЧЕНЬ

нормативныхдокументов, на которые имеются ссылки в настоящей инструкции

 

1. ГОСТ9.602-89*. Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные.Общие требования к защите от коррозии. С учетом Изм. № 1.

2. ГОСТ Р51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите откоррозии.

3. ГОСТ16336-77*. Композиции полиэтилена для кабельной промышленности. Техническиеусловия.

4. ГОСТ16337-77* Е. Полиэтилен высокого давления. Технические условия.

5. ГОСТ9812-74. Битумы нефтяные. Методы определения водонасыщаемости.

6. ГОСТ11506-73*. Битумы нефтяные. Метод определения температуры размягчения по кольцуи шару.

7. ГОСТ11501-78*. Битумы нефтяные. Метод определения глубины проникновения иглы.

8. ГОСТ11505-75*. Битумы нефтяные. Метод определения растяжимости.

9. ГОСТ15836-79. Мастика битумно-резиновая изоляционная.

10. ГОСТ2678-94. Материалы рулонные кровельные и гидроизоляционные. Методы испытаний.

11. ГОСТ19907-83. Ткани электроизоляционные из стеклянных крученых комплексных нитей.

12. ГОСТ12.4.011-89. ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования иклассификация.

13. ГОСТ6709-72. Вода дистиллированная.

14. ГОСТ19710-83Е. Этиленгликоль. Технические условия.

15. ГОСТ4165-78. Медь сернокислая 5-водная. Технические условия.

16. ГОСТ5180-84. Грунты. Методы лабораторного определения физических характеристик.

17. ГОСТ6456-82. Шкурка шлифовальная бумажная. Технические условия.

18. Правилабезопасности в газовом хозяйстве (ПБ 12-245-98). М.: НПО ОБТ, 1999 г.

19. СНиП11-01-95. Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составепроектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений.

20. Правилаустройства электроустановок (ПУЭ). 6-е издание. М.: ЗАО "Энерго",2000 г.

21. Правилаэксплуатации электроустановок потребителей (ПЭЭП) Главэнергонадзора России.

22. Правилатехники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей (ПТБЭЭП)Главэнергонадзора России.

23. ТУ1394-001-05111644-96. Трубы стальные с двухслойным покрытием изэкструдированного полиэтилена.

24. ТУ1390-003-01284695-00. Трубы стальные с наружным покрытием из экструдированногополиэтилена.

25. ТУ1390-002-01284695-97. Трубы стальные с наружным покрытием из экструдированногополиэтилена.

26. ТУ1390-002-01297858-96. Трубы стальные диаметром 89-530 мм с наружнымантикоррозионным покрытием из экструдированного полиэтилена.

27. ТУ1390-003-00154341-98. Трубы стальные электросварные и бесшовные с наружнымдвухслойным антикоррозионным покрытием на основе экструдированного полиэтилена.

28. ТУ1390-005-01297858-98. Трубы стальные с наружным двухслойным защитным покрытиемна основе экструдированного полиэтилена.

29. ТУ РБ03289805.002-98. Трубы стальные диаметром 57-530 мм с наружным двухслойнымпокрытием на основе экструдированного полиэтилена.

30. ТУ1394-002-47394390-99. Трубы стальные диаметром от 57 до 1220 мм с покрытием изэкструдированного полиэтилена.

31. ТУ1390-013-04001657-98. Трубы диаметром 57-530 мм с наружным комбинированнымленточно-полиэтиленовым покрытием.

32. ТУ1390-014-05111644-98. Трубы диаметром 57-530 мм с наружным комбинированнымленточно-полиэтиленовым покрытием.

33. ТУ РБ03289805.001-97. Трубы стальные диаметром 57-530 мм с наружным комбинированнымленточно-полиэтиленовым покрытием.

34. ТУ4859-001-11775856-95. Трубы стальные с покрытием из полимерных липких лент.

35. ТУ2245-004-46541379-97. Лента термоусаживающаяся двухслойнаярадиационномодифицированная "ДОНРАД".

36. ТУ2245-002-31673075-97. Лента термоусаживающаяся двухслойнаярадиационномодифицированная "ДРЛ".

37. ТУ2245-001-44271562-97. Лента защитная термоусаживающаяся "Терма".

38. ТУ РБ03230835-005-98. Ленты термоусаживаемые двухслойные.

39. ТУ8390-002-46353927-99. Полотно нетканое термоскрепленое техническое.

40. ТУ8390-007-05283280-96. Полотно нетканое клееное для технических целей.

41. ТУ2245-003-1297859-99. Лента полиэтиленовая для защиты нефте-газопроводов"ПОЛИЛЕН".

42. ТУ2245-004-1297859-99. Обертка полиэтиленовая для защиты нефте-газопроводов"ПОЛИЛЕН - ОБ".

43. ТУ38.105436-77 с Изм. № 4. Полотно резиновое гидроизоляционное.

44. ТУ2513-001-05111644-96. Мастика битумно-полимерная для изоляционных покрытийподземных трубопроводов.

45. ТУ2245-001-48312016-01. Лента полимерно-битумная на основе мастики"Транскор" - ЛИТКОР.

46. ТУ2245-024-16802026-00. Лента ЛИАМ-М (модифицированная) для изоляции подземныхгазо- нефтепроводов.

47. ТУ5775-002-32989231-99. Мастика битумно-полимерная изоляционная"Транскор".

48. ТУ 204РСФСР 1057-80. Покрытие защитное битумно-атактическое от подземной коррозиистальных газовых и водопроводных сетей и емкостей хранения сжиженного газа.

49. ТУ1390-003-01297858-99. Трубы стальные диаметром 32-530 мм с наружным двухслойнымпокрытием на основе экструдированного полиэтилена.

50. ТУ1394-002-47394390-99. Трубы стальные диаметром от 57 до 1220 мм с покрытием изэкструдированного полиэтилена.

51. ТУ4739-005-22136119-2000. Электроды сравнения неполяризующиеся медно-сульфатные"Энергомера" ЭСН-МС1 (МС2).

 

 

Приложение Б

(Справочное)

 

БИБЛИОГРАФИЯ

 

1.Инструкция по технологии изоляции сварных стыковых соединений газопроводов спокрытием из экструдированного полиэтилена термоусаживающимися лентами. В сб.служебных материалов № 9. М.: ОАО "Росгазификация". 1997 г., с.16-23.

2.Инструкция по изоляции стыков и ремонту мест повреждений полимерных покрытийгазопроводов с применением полиэтиленовых липких лент. В сб. служебныхматериалов № 9. М.: ОАО "Росгазификация". 1997 г., с.23-33.

3.Инструкция по изоляции стыков и ремонту мест повреждений покрытия газопроводов,построенных из труб с мастичным битумным покрытием. В сб. служебных материалов№ 9. М.: ОАО "Росгазификация". 1997 г., с.33-41.

4.Инструкция по защите железнодорожных подземных сооружений от коррозииблуждающими токами. М: Трансиздат. 1999.

5.Оборудование и материалы для защиты стальных подземных газопроводов. М.: ОАО"Росгазификация", 1997 г.

6. МГНП01-99. Узлы и детали электрозащиты инженерных сетей от коррозии. Рабочиечертежи. Альбом 1. Анодные заземлители. Альбом 2. Узлы элементов катоднойзащиты. АО институт "МосгазНИИПроект".

7.Рекомендации по изоляции стыков, отводов и углов поворотов газопроводов,построенных с заводским полиэтиленовым покрытием, и участков стыковки их сгазопроводами, покрытыми битумными мастиками. В сб. служебных материалов № 9.М.: ОАО "Росгазификация". 1997 г., с.41-46.

8.Рекомендации по защите от коррозии газопроводов, прокладываемых в футлярах. Всб. норм. док. и рекомендаций по защите газовых сетей от коррозии. М.: АО"Росгазификация", 1996 г. с.53-57.

9.Рекомендации по электрохимической защите подземных газопроводов в условияхвоздействия переменного тока. В сб. служебных материалов № 10. М.: АО"Росгазификация". 1997 г., с.21-32.

10.Рекомендации по защите от коррозии газопроводов на участках их пересечения сподземными сооружениями. В сб. норм. док. и рекомендаций по защите газовыхсетей от коррозии. М.: АО "Росгазификация", 1996 г. с.25-41.

11.Рекомендации по оптимальным способам ЭХЗ подземных газопроводов в условияхпериодического отключения основных средств ЭХЗ. В сб. норм. док. и рекомендацийпо защите газовых сетей от коррозии. М.: АО "Росгазификация", 1996 г.с.42-52.

12. Защитаподземных металлических сооружений от коррозии. Справочник. М.: Стройиздат.1991 г.

13.Информация фирмы BOREALIS PF 0838 1998 01/3. POLYPROPYLENEBB125E. Adhesive polypropylene copolymer for steel pipe coating.

14.Информация фирмы BOREALIS PF 0837 1998 02 12 ED. 5. POLYPROPYLENEBB108E-1199. Polypropylene block copolymer for steel pipe coating.

15. Патентна изобретение № 2122047 "Электрод сравнения неполяризующийся" сприоритетом от 15.04.97 г. Автор изобретения: Сурис М.А.

16. Патентна изобретение № 2143107 "Устройство для контроля степени локальнойкоррозии металлических сооружений" с приоритетом от 23.01.98 г. Авторы:Фрейман Л.И., Ремезкова Л.В., Кузнецова Е.Г., Солодченко Н.М.

17. ПатентРоссийской Федерации на изобретение № 2161789 "Блок индикаторов скоростикоррозии подземных металлических сооружений". 1999 г. Авторы: Левин В.М.,Сурис М.А., Шевчук А.С., Логвинов А.И., Кулаков И.Г.

 

 

Приложение В

(Рекомендуемое)

 

ТЕРМИНЫ ИОПРЕДЕЛЕНИЯ

 

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.

 

 

Приложение Г

(Справочное)

 

ПРИНЯТЫЕСОКРАЩЕНИЯ

 

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

 

 

Приложение Д

(Обязательное)

 

Определениепереходного электрического сопротивления покрытий газопроводов

 

Одним изпараметров, характеризующих качество изоляционного покрытия наэксплуатирующихся газопроводах, является переходное электросопротивление,измеряемое в Ом·м2.

Переходноеэлектрическое сопротивление покрытия газопровода измеряется в местах шурфованияпри обследовании коррозионного состояния, при проведении ремонтных работ иосуществлении врезок методом "мокрого контакта", схема которогоприведена на рис.Д1.

 

 

Рис.Д1.Измерение переходного электросопротивления изоляционного покрытия методом"мокрого контакта"

1 - клемма,снабженная магнитом для контакта с трубой; 2 - кольцевой электрод-бандаж;

3 - влажноематерчатое полотенце; 4 - защитное покрытие; 5 - труба; 6 - дополнительныйэлектрод-бандаж; Е - источник постоянного тока; R - резистор;V - высокоомный вольтметр типа ЭВ-2234; A1 и A2 -миллиамперметры.

 

Сущностьметода заключается в следующем: в местах измерения переходногоэлектросопротивления на поверхность покрытия газопровода, очищенную от грунтане менее чем на 0,8 м по его длине, по периметру накладывают тканевое полотенце3, смоченное водой (для увеличения проводимости в воду можно добавлять сульфатнатрия, 3% масс). На полотенце накладывают металлический электрод-бандаж 2 иплотно стягивают его болтами или резиновыми лентами. Два дополнительныхэлектрода-бандажа 6 исключают влияние поверхностной утечки тока череззагрязненную или увлажненную поверхность изоляционного покрытия.Электроды-бандажи не должны контактировать с грунтом.

Измерениявыполняют, как показано на схеме (рис.Д1). Резистором отбирают рабочеенапряжение, равное 30 В. Если нет необходимости повреждать покрытие (например,для измерения адгезии), клемму 1 в схеме замыкают не на оголенный участоктрубы, а на стальной штырь, вбитый в грунт рядом с газопроводом.

Величинупереходного сопротивления рассчитывают по формуле:

,

где R -переходное электросопротивление, Ом·м2;

U -напряжение, В;

I1 - ток наамперметре A1, A; I2 - ток наамперметре A2, А;

F - площадьэлектрода-бандажа, имеющего контакт с изоляционным покрытием, м2.

Допускаетсяизмерение переходного сопротивления покрытия на эксплуатирующихся газопроводахмегомметром марки М 1101.

 

 

Приложение Е

(Рекомендуемое)

 

Протоколопределения удельного электрического сопротивления грунта в трассовых условиях

 

Приборомтипа _______________________________________

Заводскойномер ______________________________________

Датаизмерения _______________________________________

Погодныеусловия_____________________________________

 

№ п/п

Адрес пункта измерения

№ 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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Измерил_____________________________

Проверил____________________________

 

 

Приложение Ж

(Рекомендуемое)

 

Протоколопределения удельного электрического сопротивления грунта в лабораторныхусловиях

 

№№ п/п

Адрес пункта отбора проб

№ пункта по схеме

Электрическое сопротивление грунта R, кОм

Удельное электрическое сопротивление, r, Ом·м

Коррозионная агрессивность грунта

1

2

3

4

5

6

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Анализпровел ____________________________________

"_____"_______________200__год

 

 

Приложение З

(Рекомендуемое)

 

Протоколопределения средней плотности катодного тока

 

Город_________________________________________

Дата отборапроб "_____"____________ __________год

 

№ п/п

Адрес пункта отбора проб

№ пункта по схеме

Ячейка 1

Ячейка 2

t, мин.

E, В

J, A(мкА)

t, мин

E, В

J, A(мкА)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Ячейка 3

Среднее значение силы тока, Jср., A (мкА)

Средняя плотность тока, Jср.,А/м2

Коррозионная агрессивность грунта

t, мин.

E, В

J, A(мкА)

10

11

12

13

14

15

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Анализпровел ___________________________

"______"_________________200___год


Приложение И

(Рекомендуемое)

 

Своднаяведомость результатов определения коррозионной агрессивности

грунтов поотношению к стали

 

№ п/п

Адрес

№ 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/м2

Оценка коррозионной агрессивности грунта

1

2

3

4

5

6

7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение:

1. План(схема) трубопровода.

2. Протоколыизмерений (Приложения Е, Ж, З).

 

 

Приложение К

(Рекомендуемое)

 

Протоколизмерений потенциала трубопровода при определении опасности постоянныхблуждающих токов

 

Город_______________________________

Видподземного сооружения и пункта измерения _____________________________________

Дата__________________________

Времяизмерения начало _______, конец _____________________________________________

Тип_______________ и № прибора _________________________________________________

Данныеизмерений, мВ

 

t, мин/с

0

10

20

30

40

50

1 Uизм.

 

 

 

 

 

 

2 Uизм.

 

 

 

 

 

 

3 Uизм.

 

 

 

 

 

 

4 Uизм.

 

 

 

 

 

 

5 Uизм.

 

 

 

 

 

 

6 Uизм.

 

 

 

 

 

 

7 Uизм.

 

 

 

 

 

 

8 Uизм.

 

 

 

 

 

 

9 Uизм.

 

 

 

 

 

 

10 Uизм.

 

 

 

 

 

 

 

 

DU = Uизм. - Uст, В

Оценка опасности коррозии

при Uизм. наиболее отрицательном

при Uизм. наиболее положительном

1

2

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение Л

(Рекомендуемое)

 

Протоколизмерений смещения потенциала трубопровода при определении опасного влиянияпеременного тока

Город___________________________________

Видподземного сооружения и пункта измерения ____________________________________

Дата____________________________

Времяизмерения: начало _____________________, конец ____________________________

Тип и номерприбора_____________________________________

Измеренноезначение стационарного потенциала вспомогательного электрода (ВЭ) относительном.с.э. _________________________________________________________________

Данныеизмерений, мВ

 

t, мин/с

0

10

20

30

40

50

1

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

 

4

 

 

 

 

 

 

5

 

 

 

 

 

 

6

 

 

 

 

 

 

7

 

 

 

 

 

 

8

 

 

 

 

 

 

9

 

 

 

 

 

 

10

 

 

 

 

 

 

 

Камеральнаяобработка измерений

 

Число измерений

Сумма мгновенных значений

Средняя величина

Среднее значение смещения

1

2

3

4

 

Оценкаопасности коррозии под действием переменного тока

________________________________________________________________________________

(опасно,неопасно)

Измерил______________________ Проверил _____________________________

Обработал__________________________________

 

 

Приложение М

(Информационное)

 

Протоколизмерений плотности переменного тока при определении опасного влиянияпеременного тока

 

Город_____________________________________________

Видподземного сооружения и пункта измерения _____________________________________

Дата_________________________________

Времяизмерения: начало _____________________________, конец_____________________

Тип и номерприбора __________________________________________

Данныеизмерений мгновенной силы переменного тока, мА

 

t, мин/с

0

10

20

30

40

50

1

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

 

4

 

 

 

 

 

 

5

 

 

 

 

 

 

6

 

 

 

 

 

 

7

 

 

 

 

 

 

8

 

 

 

 

 

 

9

 

 

 

 

 

 

10

 

 

 

 

 

 

 

Камеральнаяобработка измерений

 

Число измерений

Сумма мгновенных значений силы переменного тока, J,мА

Среднее значение силы переменного тока, J, мА

Среднее значение плотности переменного тока, j, мА/см2

1

2

3

4

 

Оценкаопасности коррозии под действием переменного тока

________________________________________________________________________________

(опасно,неопасно)

Измерил _____________________________Проверил ________________________

Обработал__________________________________

 

 

Приложение Н

(Справочное)

 

Стационарныемедносульфатные электроды длительного действия

 

Н.1Стационарные медносульфатные электроды длительного действия типа ЭНЕС и ЭСН-МС(рис.H1) состоят из пластмассового корпуса 1, заполненного в заводских условияхэлектролитом 2, не замерзающим при температуре окружающей среды до минус 40° С,медного стержня 3, ионообменной мембраны 4 (одной или двух) с защитной сеткой5, предохранительной трубки 6 с проводниками 7 от медного стержня 3 инаконечников 9. Электроды оснащены датчиком потенциала 8, представляющим собойпластину из Ст.3 размером 25х25 мм, вмонтированную в пластмассовое гнездо,закрепленное на корпусе электрода.

 

 

Рис.H1.Стационарный медносульфатный электрод сравнения типа ЭНЕС-1 и ЭСН-МС

1 - корпус;2 - электролит; 3 - стержень из красной меди; 4 - ионообменная мембрана;

5 - защитнаясетка; 6 - предохранительная трубка; 7 - проводники; 8 - датчик потенциала(ВЭ); 9 - наконечник.

 

Н.2 Основныепараметры и размеры электродов ЭНЕС и ЭСН-МС следующие:

 

Переходное электрическое сопротивление электрода, кОм, в пределах

0,2¸15

Потенциал по отношению к хлоридсеребряному электроду, мВ

120±30

Диаметр корпуса внутренний, мм, не более

83

Количество электролита в корпусе, см3

290¸300

Длина проводников, мм

2000¸3000

Масса электрода полная, кг, не более

0,65

 

Н.3 Составнезамерзающего электролита для заполнения электродов ЭНЕС и ЭСН-МС.

 

Таблица

 

Документ

Наименование составной части, единица измерения

Значение

ГОСТ 6709-72

Вода дистиллированная, см3

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, см3

100,0±1,5

 

 

Приложение О

(Справочное)

 

ИНДИКАТОРЫОБЩЕЙ И ЛОКАЛЬНОЙ КОРРОЗИИ

 

О.1Индикатор общей коррозии

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

О.1.2Сущность метода заключается в том, что с помощью набора пластин-индикаторов,имеющих разные толщины, дополнительно оценивается общая коррозия и порядок еесредней скорости при ЭХЗ трубопровода в месте установки БПИ по времени отмомента его установки до потери продольной электропроводимости пластин врезультате 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 междупластинами 2 мм.

 

 

Рис.О1. Блокиндикаторов (без корпуса)

1 -контрольная пластина; 2 - пластина-индикатор; 3 - контрольные проводники;

4 -указатель толщины пластины-индикатора.

 

Пластины-индикаторы2 с помощью пайки или контактной сварки укреплены на контрольной пластине 1. Ксвободным концам пластин-индикаторов и контрольной пластине присоединеныизолированные проводники 3. БПИ вмонтирован в пластмассовый корпус такимобразом, что внутренние поверхности пластин изолированы от внешней среды.

О.1.4 БПИможет быть установлен непосредственно на поверхности трубопровода (рис.О2.),либо на корпусе стационарного медносульфатного электрода сравнения (рис.О3).

 

 

Рис.О2 Схемаконтроля электропроводимости индикаторов при установке блока индикаторов наповерхности трубопровода

1 - блокиндикаторов; 2 - крепежный хомут; 3 - защитная трубка; 4 - клеммник;

5 -контрольные проводники от трубопровода, контрольной пластины блока индикаторов,пластин-индикаторов; 6 - омметр.

 

 

Рис.О3 Схемаконтроля электропроводимости индикаторов и измерения поляризационногопотенциала трубопровода при установке блока индикаторов на стационарномэлектроде сравнения

1 -стационарный медносульфатный электрод сравнения; 2 - блок индикаторов (датчикпотенциала) с толщиной пластин 0,3; 0,4; 0,5 мм; 3 - защитная трубка; 4 -клеммник в контрольно-измерительном пункте; 5 - прибор типа 43313.1; 6 -омметр; 7 - контрольные проводники от трубопровода, электрода сравнения,контрольной пластины, блока индикаторов, пластин-индикаторов; 8 - электроперемычка.

 

Примечание:

При использовании приборатипа ПКИ-02 проводник от трубопровода присоединяют к соответствующей клемме(зажиму) прибора

 

О.1.5 Вобоих вариантах установки проводники от пластин БПИ, трубопровода и (во второмварианте установки) от электрода сравнения присоединяются к специальномуклеммнику, располагаемому в горловине фальшколодца, в измерительной колонке, вметаллическом корпусе на стене здания, в корпусе станции катодной защиты. Схемаклеммника с присоединенными к нему контрольными проводниками приведена нарис.О2 и рис.О3. Электроперемычка между контрольными проводниками оттрубопровода (клемма "Т") и от контрольных пластин размыкается лишьна период измерений потенциала трубопровода.

О.1.6Методика измерений на месте установки БПИ сводится к определениюэлектросопротивления в цепях "индикаторы-трубопровод" с помощьюомметра (например, мультиметра типа 43313.1) и не зависит от способа установкиБПИ (на поверхности трубопровода или на корпусе электрода сравнения).

О.1.7Порядок измерений с помощью мультиметра 43313.1.

Подключаютизмерительные провода к клеммам "КП" и "0,3".

Устанавливаютпереключатель мультиметра в положение, соответствующее измерению сопротивленияв диапазоне 0-200 Ом.

Подключаютизмерительные провода к гнездам мультиметра для измерений электросопротивленияVW/C и */ИЭ.

Включаютмультиметр нажатием кнопки 1/о. При этом на ЦОУ (цифровом отсчетном устройстве)должна появиться индикация.

Значениесопротивления менее и более 10 Ом свидетельствует о том, что пластина толщиной 0,3мм соответственно не разрушена и разрушена. Если пластина толщиной 0,3 ммразрушена, аналогичные измерения проводят на пластинах толщиной 0,4 и 0,5 мм.Если разрушена и пластина толщиной 0,4 мм, измерения продолжают на пластинетолщиной 0,5 мм.

О.1.8 Измеренияначинают в день установки БПИ.

Натрубопроводах без ЭХЗ измерения проводят 1 раз в 6 месяцев до срабатыванияпервой пластины и далее с периодичностью 1 раз в 2 месяца.

Измеренияпроводят не реже 1 раза в 6 месяцев после включения ЭХЗ.

О.1.9 Оценкупорядка величины скорости общей коррозии (K) послефиксации коррозионного разрушения пластины-индикатора производят по формуле:

K » 365 · d/t, мм/год,

где: d - толщинапластины, мм;

t - числосуток от момента установки блока индикаторов до первой фиксации разрушенияиндикатора, сут.

Примечание:

При срабатывании более однойпластины в расчет Kпринимается толщина dпластины, имеющей большую толщину.

 

О.1.10 Присрабатывании всех пластин-индикаторов целесообразно произвести шурфование впункте установки БПИ для обследования состояния поверхности трубопровода,выяснения причин коррозионных разрушений и разработки противокоррозионныхмероприятий.

 

О.2Индикатор локальной коррозии

О.2.1Дополнительная оценка возможности локальной коррозии стального трубопровода приЭХЗ может производиться с помощью индикатора локальной коррозии (ИЛК).

О.2.2Сущность метода заключается в том, что одна из стенок полого стального корпусаИЛК имеет заданную меньшую толщину, а в полость корпуса, заполненную сухимнепроводящим капиллярно-пористым материалом, введен изолированный от корпусаметаллический электрод. При сквозной коррозионной перфорации тонкой стенкикорпуса внутрь него за счет капиллярного подсоса проникает грунтовая влага. Врезультате между корпусом и внутренним электродом образуется электролитическийконтакт, который может быть обнаружен по снижению электрического сопротивлениямежду корпусом и внутренним электродом или по разности потенциалов между ними.

О.2.3 Схемаодной из конструкций ИЛК представлена на рис.О4. Нижняя стенка("дно") 1 стального корпуса 2 толщиной d является рабочей, площадь еерабочей поверхности равна 6,15 см2. Полость 3 корпуса 2, заполненнаятщательно промытым и высушенным речным песком, сверху перекрывается вставленнойв корпус на плотной посадке эбонитовой заглушкой 4, через центр которойпропущен один из двух изолированных медных проводников 5 провода ПСВ-2. Нижняячасть проводника 5, освобожденная от изоляции, образует внутренний электрод 6.К внутренней поверхности верхней части корпуса над заглушкой в месте 7 припаянвторой проводник 8 провода ПСВ-2. Пространство над заглушкой и внешние боковыестенки корпуса 2 залиты (в специальной форме) твердеющим герметиком типа"Полур", который исключает проникновение грунтовой влаги в полость 3ИЛК иначе, чем через сквозную коррозионную перфорацию дна 1 корпуса 2.

 

 

Рис.О4.Схема одной из конструкций индикатора локальной коррозии (ИЛК)

1 - рабочаястенка корпуса; 2 - стальной корпус; 3 - полость корпуса, заполненнаянепроводящим капиллярно-пористым материалом; 4 - непроводящая заглушка;

5 -соединительный провод к внутреннему электроду 6; 7 - место припайки проводника8 к корпусу 2; 9 - герметик

 

О.2.4 Дляоценки локальной коррозии по п.2.1 у трубы одновременно устанавливается 2идентичных ИЛК, 1 и 2, с одинаковой толщиной рабочей стенки d = 1,0 мм.Выводы от трубы и от обоих ИЛК выводятся на клеммник (рис.О5). Вывод от трубыподсоединяется к клемме Т, выводы от корпусов индикатора 1 и 2 - к клеммамсоответственно К1 и К2, выводы от внутренних электродов индикаторов 1 и 2 - кклеммам соответственно В1 и В2. Клеммы Т и К1, К2 соединяются перемычкой П.

 

 

Рис.О5.Схема установки и подключения индикаторов локальной коррозии при контролеопасности локальной коррозии трубопровода, оборудованного средствами ЭХЗ

КЛ -клеммник; 1 - ИЛК-1; 2 - ИЛК-2; К1 и К2 - соединительные проводники от корпусовИЛК с соответствующими номерами и клеммы для подключения данных проводников;

В1 и В2 -соединительные проводники от внутренних электродов ИЛК-1 и ИЛК-2 и клеммы

подключенияданных проводников; Т - соединительный проводник от трубы и клемма

егоподключения; П - перемычка.

 

О.2.5Контроль локальной коррозии сводится к измерению сначала разности потенциалов U и затемсопротивления R между корпусом и внутренним электродомИЛК. Для измерений может использоваться мультиметр (например, 43313.1) сверхним пределом измерения сопротивления не менее 20 МОм и с входнымсопротивлением при измерении напряжения не менее 10 МОм. При использованиимультиметра 43313.1 измерения производятся при подключении корпуса ИЛК кразъему Ж/ИЭ, внутреннего электрода - к разъему VW/C, причем R измеряетсяна шкале 20 М, а U на шкале "К" напряженияпостоянного тока.

О.2.6Признаком опасности локальной коррозии служит "срабатывание"проверяемых ИЛК - измерение хотя бы на одном из них конечных значений R < 10 МОми (или) устойчивых отрицательных значений U, какправило, в пределах -20 мВ ...-2В.

О.2.7 Приустановлении возможной опасности локальной коррозии индикаторы отсоединяются отклеммников, извлекаются из грунта и рабочая поверхность каждого тщательноосматривается. При обнаружении на рабочей поверхности ИЛК хотя бы однойсквозной коррозионной язвы опасность локальной коррозии считаетсяподтвержденной, и разрабатываются необходимые меры по защите от коррозии.


Приложение П

(Информационное)

 

Методикарасчета совместной катодной защиты проектируемых газо- и водопроводов икатодной защиты проектируемой сети газопроводов

 

П.1 Основнымрасчетным параметром является средняя плотность защитного тока jср - отношениесилы тока катодной станции J к суммарной наружнойповерхности трубопроводов, защищаемых данной станцией.

П.2 Еслипроектируемые трубопроводы будут иметь соединения с действующими сооружениями,оборудованными установками ЭХЗ, необходимо расчетным путем проверитьвозможность защиты проектируемых трубопроводов действующими установками ЭХЗ.

П.3Исходными данными для расчета катодной защиты проектируемых трубопроводовявляются их параметры и среднее удельное сопротивление грунта на территориивдоль трасс проектируемых трубопроводов.

П.4 Площадьповерхности Sг2)всех газопроводов, которые электрически контактируют между собой за счеттехнологических соединений или специальных перемычек, определяют по формуле:

,                                                   (П.1)

где: diг - диаметр(мм);

Iiг  - длина(м) участка газопровода, имеющего диаметр diг;

n - общеечисло соответствующих участков газопровода.

П.5 Площадьповерхности всех водопроводов Sв2),которые электрически контактируют между собой за счет технологическихсоединений или специальных перемычек, определяют по формуле:

,                                                   (П.2)

где: diв - диаметр(мм);

Iiв - длина (м)участка водопровода, имеющего диаметр diв;

m - общеечисло соответствующих участков водопровода.

Суммарнаяплощадь поверхности S2) всехэлектрически связанных газопроводов и водопроводов равна:

S = Sг + Sв,                                                               (П.3)

П.6 Среднееудельное сопротивление грунта r (Ом·м) вдоль трасс проектируемых трубопроводов определяется поформуле:

,                                     (П.4)

где: riг и riв - средниеудельные сопротивления грунта (Ом·м) вдоль длины соответственно Iiг - каждого i-го участкагазопровода и Iiв - каждого i-го участкаводопровода;

Lг и Lв - суммарныедлины газопроводов и водопроводов на данной территории.

П.7Вычисляется доля (%) площади поверхности газопроводов аг иводопроводов ав в суммарной площади их поверхностей:

аг= (Sг/S) ·100                                                           (П.5)

ав = (Sв/S) ·100                                                           (П.6)

П.8Вычисляется площадь поверхности (м2/га) газопроводов bг иводопроводов bв,приходящаяся на единицу площади территории Sтер (га), гдеразмещены проектируемые трубопроводы:

bг = (Sг/Sтер)                                                            (П.7)

bв = (Sв/Sтер)                                                            (П.8)

П.9 Средняяплотность защитного тока для всех трубопроводов j (мА/м2)вычисляется по уравнению:

j = 30– 10-3 (100 + 3,0 bв + 34bг + 5r)                                   (П.9)

П.10 Приотсутствии водопроводов средняя защитная плотность тока газопроводоввычисляется по уравнению:

jг = 20 + 10-3(100 - 34bг + 5r)                                        (П.10)

П.11 Еслирасчетное значение j или jг меньше 6мА/м2, принимается j = 6 мА/м2.

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

J= 1,3 · 10-3 jS,                                                         (П.11)

а для защитытолько сети газопроводов - по формуле:

Jг = 1,3 · 10-3jгSг,                                                         (П.12)

П.13 Числокатодных станций определяют из условий оптимального размещения анодныхзаземлителей (наличие площадок, удобных для их размещения), наличия источниковпитания и т.д. При этом значение тока одной катодной станции можноориентировочно принять равным 25 А. Поэтому число катодных станций приближенноравно n = J/25, где J = J или Jг.

П.14 Послеразмещения катодных станций на совмещенном плане необходимо рассчитать зонудействия каждой из них. Для этой цели определяют радиус действия Ri (м) каждойкатодной станции

,                                                      П.13)

где: j - катоднаяплотность тока (А/м2), определенная по формуле (9) или (10),

K2/гa)- площадь поверхности всех трубопроводов на единицу площади поверхноститерритории:

K= S2) / Sтер(га)                                                    (П.14)

П.15 Еслиплощади кругов, радиусы действия каждого из которых равны Ri, а центрынаходятся в точках размещения анодных заземлителей, не охватывают всейтерритории Sтер, необходимо изменить или местарасположения катодных станций, или их токи и вновь выполнить проверку поп.П.14.

П.16 Типпреобразователя катодной станции выбирается так, чтобы допустимое напряжениебыло на 30% выше расчетного с учетом старения изоляционных покрытий и анодныхзаземлителей, а также возможного развития сети трубопроводов.

 

Примеррасчета совместной катодной защиты сети газопроводов и водопроводов

 

1. Пусть натерритории площадью 10 га после завершения строительства будут размещеныгазопроводы (ГП) и водопроводы (ВП) диаметрами и длинами соответственно diг, Iiг и diв, Iiв по табл.П1:

 

Таблица П1

 

ГП

ВП

diг, мм

Iiг, м

diв, мм

Iiв, м

200

750

200

450

150

640

100

520

100

400

300

80

89

150

150

170

 

2.Определяем по формуле (П.1) суммарную поверхность всех газопроводов:

Sг = 3,14 · 10-3(200·750 + 150·640 + 100·400 + 89·150) = 940 м2,

по формуле(П.2) - суммарную поверхность всех водопроводов:

Sв = 3,14 · 10-3(200·450 + 100·520 + 300·80 + 150·170) = 601 м2.

3. Суммарнаяповерхность всех трубопроводов:

S = Sг + Sв = 940 + 601= 1541 м2

4. Определимсреднее удельное сопротивление грунта у трубопроводов, исходя из опытных данныхтабл.П2, где представлены результаты измерений riг и riв вдолькаждого из участков трубопроводов, где эти величины можно считать постоянными(эти участки не обязательно совпадают с участками по табл.П1).

 

Таблица П2

 

ГП

ВП

Iiг, м

riг, Ом·м

Iiв, м

riв, Ом·м

400

60

350

60

40

10

30

10

450

70

500

75

210

35

300

50

400

50

40

45

440

40

 

 

 

4. Суммарнаядлина газопроводов (по любой из табл.П1 или П2)

 м

5. Суммарнаядлина водопроводов

 м

6. Поформуле (П.4) определяем среднее удельное сопротивление грунта у трубопроводов,используя данные табл.П2.

r = [1/(1940+ 1220)] · [(60·400 + 10·40 + 70·450 + 35·210 + 50·400 + 40·440) +

+(60·350 +10·30 + 75·500 + 50·300 + 45·40)] = 56 Ом·м

7. Поформулам (П.5) и (П.6) вычисляем доли площади поверхности газопроводов иводопроводов в суммарной поверхности трубопроводов:

аг =(940/1541) 100 = 61 %

ав =(601/1541) 100 = 39 %

8. Вычисляемкоэффициенты bг и bв по формулам(П.7) и (П.8):

bг = 940 / 10= 94 м2/га

bв = 601 / 10= 60,1 м2/га

9. Поформуле (П.9) вычисляем среднюю плотность защитного тока для всехтрубопроводов:

j= 30 – 10-3 · (100·39 + 3,0·60,1 +34·94 + 5·56) = 22,6 мА/м2

10. Поформуле (П.11) вычисляем суммарную силу защитного тока

J= 1,3·10-3·22,6·1541 = 45,3 А

11. С учетомп.П.13 используемой "Методики" принимаем ток катодной станции 25 А ичисло катодных станций равным 2.

12.Вычисляем коэффициент К по формуле (П.14):

К = (1541/10)= 154,1 м2/га и по формуле (П.13) радиус действия каждой катоднойстанции

 м

По совмещенномуплану круги с центрами в местах расположения анодных заземлений и радиусами по161 м охватывают всю территорию размещения проектируемых трубопроводов (приэтом каждая станция охватывает по 8,14 га из 10 га). Следовательно, изменятьчисло катодных станций и их расположение не нужно.

 

 

Приложение Р

(Информационное)

 

Информация опакете программ АРМ-ЭХЗ-6П "Проектирование электрохимической защитытрубопроводной сети"*

____________________

* Разработчик - ВолгоградскаяГосударственная архитектурно-строительная академия (ВолгГАСА). Тел.: 44-91-68.

 

P.1 Общиеположения

P.1.1 Пакетпрограмм предназначен для расчета и проектирования электрохимической защиты откоррозии сети подземных металлических трубопроводов различного назначения исложности, в том числе:

-разветвленных;

-закольцованных;

- связанныхперемычками заданного сечения;

-рассеченных изолирующими вставками;

- связанныхс различного рода заземлениями;

- снеоднородной изоляцией;

- внеоднородных грунтах;

- в полеблуждающих и защитных токов смежных сооружений;

- с учетомгальванической неоднородности участков сети и пр.

Р.1.2Основные решаемые задачи:

-определение оптимального количества и схемы размещения установок ЭХЗ, величиныих токов и распределения суммарного защитного потенциала (U), исходя изусловий минимума суммарного защитного тока и заданного диапазона изменения U висследуемой области (оптимизационная задача, код M1);

-определение удельного электрического сопротивления изоляции в заданных точкахтрубопроводной сети по известному (измеренному) распределению защитногопотенциала и токам катодных станций (обратная задача, код М3).

Р.1.3 Прочиерешаемые задачи:

- подготовкасметы и спецификации на строительно-монтажные работы;

- расчетпараметров анодных заземлителей и установок гальванической защиты;

- анализполя токов в земле;

- построениеэпюры потенциала в поле блуждающих и защитных токов;

- оценкаполя токов продольных коррозионных макропар;

- распечаткапроектных материалов, в том числе графических файлов типовых анодных заземлителейразличной конфигурации.

Р.1.4Прилагается постоянно обновляемая база данных по преобразователям,гальваническим анодам и электродренажам, прейскурант цен настроительно-монтажные работы, каталоги на вспомогательное оборудование иматериалы, сметные коэффициенты. При этом предусмотрена корректировка,добавление и запоминание произвольных статей сметы.

Р.1.5Прилагается специализированный графический редактор, позволяющий заготавливатьрабочие чертежи узлов и деталей систем ЭХЗ.

Р.1.6 ПакетАРМ ЭХЗ-6П является составной частью комплекса АРМ ЭХЗ-6, куда входят пакетыАРМ ЭХЗ-6Э "Эксплуатация средств ЭХЗ" и АРМ ЭХЗ-6У "Обучениепроизводственного персонала служб ЭХЗ".

Р.1.7Комплекс АРМ ЭХЗ-6 эксплуатируется во многих проектных и наладочныхорганизациях России.

Р.1.8Программы могут быть использованы в любых модификациях ПЭВМ от 286 до Pentium ивыполняются с операционной системой как DOS, так и Windows.

 

Р.2Постановка задач и исходные данные

Р.2.1Исходные данные вводятся в диалоге с программой ввода и сопровождаютсякомментариями и пояснениями.

Для решенияосновных задач (M1, M2 и М3) требуются:

-масштабированный план трубопроводной сети с произвольно назначенной системойпрямоугольных координат;

- координатыконтролируемых точек сети: вводы трубопроводов в здания, повороты трасс, точкиразветвления, пересечения с соседними подземными сооружениями и рельсамитрамвая, КИПы и пр.

- диаметр,толщина стенки, удельное сопротивление изолирующего покрытия трубопроводов;

- удельноеэлектрическое сопротивление грунта;

-фактическое количество установок ЭХЗ и их токи (задачи M2 и М3) илипредполагаемое количество установок ЭХЗ и предельно допустимые защитныепотенциалы в рассматриваемой сети (задача M1);

-предполагаемое (задача M1) или фактическое (задачи M2 и М3) положение анодныхзаземлителей и точек дренажа установок ЭХЗ на плане сети;

- координатыконтролируемых точек рельсовой сети как источника блуждающих токов и эпюрараспределения потенциала рельсы-земля.

Р.2.2 Припостановке задач следует учитывать ряд особенностей.

P.2.2.1Минимальное расстояние между контролируемыми точками (или узлами дискретизации)на участке сети не лимитируется и определяется степенью точности ожидаемогорешения и требуемой детализацией (дискретизацией) задачи. Например, вблизианодного заземлителя шаг дискретизации может быть принят равным 10 м и менее, ана прямолинейных протяженных участках допустим шаг 500 м и более.

Возможнынезначительные спрямления и искажения реальной схемы сети (замена расчетнойсхемой) с целью уменьшения объема ввода узлов дискретизации. Общее число узловдискретизации - не более 200, начало нумерации - произвольное.

Р.2.2.2Удельное электрическое сопротивление изоляционного покрытия Rиз дляпроектируемого городского трубопровода принимают приближенно, прорабатываяварианты с вилкой "новая - изношенная" изоляция, ориентируясь,вероятно, на худший вариант, взятый, например, из интервала Rиз = 200…50Ом·м2, имея в виду, что изоляция стареет, и фактические значения Rиз могут бытьна порядок меньше.

Припроработке вариантов с различными значениями Rиз удобнопользоваться коэффициентом старения изоляции, заложенным в разделе"Исходные данные", позволяющим пропорционально менять величины Rиз сразу вовсем массиве участков.

Р.2.2.3 Одиниз способов определения фактических значений Rиз для узловдискретизации в действующей трубопроводной сети представлен задачей М3.Точность решения задачи М3 зависит от степени достоверности результатовнатурных измерений защитных потенциалов, созданных катодными станциями:изменение потенциала труба-земля в режиме включено - выключено должно бытьзафиксировано с точностью ±0,01 В.

Р.2.2.4 Принеобходимости определения локального значения Rиз в отдельновзятой точке по трассе существующего трубопровода: а) включают опытную катоднуюстанцию; б) измеряют поперечный градиент потенциала в земле вблизи исследуемойточки; в) измеряют смещение потенциала трубопровода, вызванное током катоднойстанции; г) по известной формуле вычисляют плотность тока на поверхноститрубопровода в исследуемой точке и д) по закону Ома вычисляют удельноесопротивление изоляции Rиз.

Р.2.2.5Поскольку проектируемая трубопроводная сеть, как правило, затем будет соединенас существующей сетью, следует учитывать их взаимное влияние, связанное с токамиперетекания. С этой целью для узла дискретизации, соответствующего точкеэлектрического соединения (стыка) сетей на проектируемом трубопроводе, вводятпотенциал, близкий к фактическому потенциалу трубопровода со сторонысуществующей сети в этой точке, например, U = -0,90 В.

Следуетучитывать, что задача M1 корректно решается лишь при разделенных сетях. Поэтомупосле решения M1 с разделенными сетями следует откорректировать результатырешением в режиме М2 при состыкованных сетях.

Р.2.2.6 Приналичии рельсовой сети трамвая или электрифицированной железной дорогиопределяют шаг дискретизации рельсовых линий в интервале 1000...200 м с малымшагом в районе точек дренажа. Общая протяженность участка моделируемойрельсовой сети должна быть достаточной для воспроизведения поля блуждающих токовна исследуемой территории с минимальными искажениями. Для этого целесообразнорассекать рельсовую сеть в точках токораздела на границах зон действия соседнихтяговых подстанций. Общее число узлов дискретизации рельсовой сети - не более40, нумерация узлов - непрерывная от начала участка.

При наличииответвления нумерация продолжается от точки разветвления. При этом точкаразветвления получает двойной номер: по основной линии и по ответвлению.

Р.2.2.7Переходное сопротивление участка рельсовой сети Rпер можнопринять, исходя из технического состояния рельсовой линии (обычно Rпер = 50…200Ом·м), или рассчитать по результатам измерения методом градиента потенциала.

Для расчета Rпер нарасстоянии Y = 20…30 м от оси рельсовой линии измеряют поперечный градиентпотенциала земли DU/DY; измеряютудельное электрическое сопротивление грунта r, по закону Ома вычисляют плотностьтока в земле в точке с радиальной координатой Y; вычисляютсуммарный ток, пронизывающий боковую поверхность полуцилиндра радиуса Y единичнойдлины; измеряют среднее значение потенциала рельсов; по потенциалу рельсов итоку вычисляют искомое значение переходного (линейного) сопротивления в даннойточке.

Р.2.2.8 Прирешении задачи M1, руководствуясь реальными возможностями размещения установокЭХЗ на данной территории, вначале вводят предполагаемое, причем желательноизбыточное, количество установок ЭХЗ, задавая их тип - катодные станции,электродренажи и установки гальванической защиты (протекторные). В процессерешения оптимизационной задачи (симплекс-методом) программа отбрасываетизлишние установки ЭХЗ и выбирает наилучший вариант размещения оставшихся,исходя из заданной номинальной мощности каждой из них и других указанных вышеограничивающих условий.

Общееколичество вводимых установок ЭХЗ - не более 25.

Р.2.2.9 Привыборе конструкции анодных заземлителей можно пользоваться типовыми решениямииз альбомов рабочих чертежей 5.905-6 и 7.402-5 или же принять нетиповой(собственный) заземлитель.

Р.2.2.10 Припроектировании только гальванической защиты участка трубопроводной сети (обычнов режиме М2) вначале должно быть задано количество групп гальванических анодов,их размещение и токи, полагая, что группа - это мини СКЗ. После варьированияэтими параметрами и отыскания приемлемого решения по распределению потенциала всети определяют, используя раздел "Анодные заземлители СКЗ",количество гальванических анодов в группе, ток каждого из них и срок службы.

Решениезадачи гальванической (протекторной) защиты в режиме M1 аналогично задаче скатодными станциями, но с заданием малых номинальных (предельных) токов,например, не более 0,2 А для группы гальванических анодов.

Р.2.2.11 Ктрубопроводу, заземленному на арматуру железобетонной конструкции или другоеподземное сооружение, не требующее ЭХЗ, подключают эквивалентный трубопровод,моделирующий данное заземление. Параметры эквивалентного трубопровода вычисляютв разделе "Анализ поля токов" и направляют его от точки заземлениявглубь земли. При этом, если моделируется железобетонный фундамент, то стационарныйпотенциал эквивалентного трубопровода берется более положительным, чемосновного, т.е. равным, например, - 0,3 В.

Р.2.2.12 Приопределении величины стационарного потенциала Естпроектируемого к укладке трубопровода по трассе с неоднородным грунтом следуетиметь в виду, что в сухих грунтах потенциал Ест болееположителен, чем в мокрых. Обычно Ест находится в диапазоне-0,45 ...-0,7В.

Р.2.2.13Поскольку удельное сопротивление изоляции трубопровода (Rиз) зависит отудельного сопротивления водной составляющей окружающего грунта, тоцелесообразно вводить для корректировки Rиз значенияудельного сопротивления грунта (r) для каждой контролируемой точкиили группы ближайших точек.

Р.2.2.14 Приисследовании совокупности разнородных и разделенных трубопроводных сетей, т.е.при отсутствии потенциалвыравнивающих перемычек и гальванических связей междусетями, решают задачу М2. При наличии искусственных или естественных перемычекмежду трубопроводами возможно решение в режиме М1.

Потенциалвыравнивающуюкабельную перемычку представляют эквивалентным по продольному сопротивлениютрубопроводом с весьма качественной изоляцией (Rиз = 20000Ом·м2) или принимают Rиз = 2…4 Ом·м2- при использовании голой стальной шины.

Р.2.2.15 Приисследовании поля токов коррозии и защиты в земле, токов перетекания междусмежными сооружениями и отдельными участками, например, при их гальваническойразнородности, поля токов в многоанодной системе ЭХЗ и пр. используют программыраздела "Анализ поля токов". При этом могут быть построены линии токаанод-катод, векторы плотности тока, рассчитана таблица потенциалов земли втрехмерном пространстве; вычислены плотности тока и продольный ток трубопроводав исследуемой точке сети и т.д.

Р.2.2.16Сметные расчеты на строительно-монтажные работы ведут на основаниипрейскурантов ПЭЗ-84 с соответствующим коэффициентом удорожания. Все сметныекоэффициенты могут корректироваться пользователем. Могут вводитьсянестандартные статьи и калькуляции, которые затем запоминаются для повторногоиспользования.

Спецификацияна оборудование и материалы составляется в автоматизированном режиме в процессеподготовки сметы и затем распечатывается по принятой форме.

Р.2.2.17Графический материал - масштабированная схема трубопроводной сети сразмещенными контрольными точками, установками ЭХЗ, КИПами, изолирующимифланцевыми соединениями и прочими графическими и текстовыми отметками -распечатывается на бумаге формата А4 или A3 (при наличии принтера с широкойкареткой), а при необходимости может быть перенесен для обработки в графическийредактор WINDOWS.

 

ПРИМЕРРАСЧЕТА ПО ПРОГРАММЕ АРМ ЭХЗ-6П

 

Пусть всоответствии с представленной на рисунке Р1 расчетной схемой требуетсяопределить параметры оптимальной системы ЭХЗ участка трубопроводной сети,находящегося в поле блуждающих токов рельсового транспорта.

Произвольнопринимаем положение осей прямоугольной системы координат (X, Y, Z), задаемрасположение узлов дискретизации: 1...12 - на трубопроводе и 1...5 - врельсовой линии и определяем их координаты.

Рассматриваемый(проектируемый) трубопровод в узле 9 будет врезан в старую трубопроводную сетьс изношенной изоляцией, оборудованную ЭХЗ. Координаты узлов проектируемоготрубопровода (Хт, Yт, Zт),стационарные потенциалы и потенциал в точке врезки приведены в табл.P1 (Zт -заглубление).

 

 

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

 

Таблица Р1

 

№ узлов

Хт, м

Yт, м

Zт, м

Uст, B

1

0

0

1,5

-0,6

2

0

5

1,5

-0,6

3

0

10

1,5

-0,6

4

0

15

1,5

-0,6

5

0

60

1,5

-0,6

6

0

200

1,5

-0,6

7

-50

0

1,5

-0,6

8

-200

0

1,5

-0,6

9

-500

0

1,5

U = -0,85

10

100

-100

1,5

-0,6

11

150

-150

1,5

-0,6

12

200

-200

1,5

-0,6

 

Учитываемаяв расчетах рельсовая линия находится в пределах зоны действия ближайшей тяговойподстанции, которая подключена в узле Р3. Измеренные потенциалы рельс-земля (Up) икоординаты узлов дискретизации (Xp, Yp) приведеныв табл.Р2.

 

Таблица Р2

 

№ узлов

Xp, м

Yp, м

Up, В

1

-2000

10

1,5

2

-800

10

1

3

50

10

-2

4

600

10

-0,8

5

1500

10

2

 

Удельноесопротивление изоляции трубопровода (Rиз) в данномпримере принято равным 50 Ом·м. Переходное сопротивление рельсовой линии (Rпер) приняторавным 50 Ом·м, что характерно для плохого состояния рельсового полотна.

Приопределении схемы ЭХЗ можно полагать, что в данной ситуации наиболее простойспособ защиты (вариант 1) - применение электродренажа между точками 2трубопровода и 3 рельсов. После ввода данных (из меню "Ввод икорректировка") решим задачу (из меню "Решение основной задачи")по варианту 1. Результаты решения в режиме M1 (оптимизационная задача)приведены в табл.Р3.

Посколькунаиболее опасный участок анодной зоны на трубопроводе находится в точках 11 и12, то целесообразно рассмотреть вариант 2 - с катодной станцией: точка дренажа- 11, координата анодного заземлителя – Ха = 200 и Ya = -120 м.Результаты расчета приведены в табл.Р3, вариант 2.

Длясравнения выполнен расчет по варианту 3 - включены одновременно иэлектродренаж, и СКЗ (табл.3, вариант 3). Решается оптимизационная задача наминимум тока защиты. Несмотря на то, что суммарный ток защиты несколькоснизился, предпочтение, по-видимому, следует отдать варианту 1.

 

Таблица Р3

 

 

Разность потенциалов труба-земля, В по м.с.э.

№узлов

 

с ЭХЗ

 

Без ЭХЗ

вариант 1

вариант 2

вариант 3

1

-0,51

-1,134

-1,035

-1,034

2

-0,52

-1,177

-1,068

-1,069

3

-0,52

-1,189

-1,076

-1,078

4

-0,52

-1,189

-1,077

-1,078

5

-0,39

-1,073

-0,961

-0,961

6

-0,22

-0,973

-0,850

-0,850

7

-0,71

-1,343

-1,230

-1,236

8

-1,03

-1,637

-1,508

-1,524

9

-0,83

-1,086

-1,035

-1,040

10

-0,20

-0,886

-0,941

-0,850

11

-0,17

-0,859

-1,066

-0,892

12

-0,10

-0,850

-1,006

-0,853

Параметры ЭХЗ:

Jдр = 6,27 A

Jскз = 5,43 A

Jскз = 2,46 АJдр = 2,86 A

 

Расчетдренажного кабеля показал ("Результаты расчета"), что по первомуварианту необходим кабель сечением 35 мм2, а по третьему - 10 мм2.

При расчетеанодного заземлителя с ферросилидовыми стержнями ("Расчет анодногозаземлителя") по варианту 3 оказалось, что достаточно одного стержнядлиной 1,5 м. Его срок службы - 21,7 года, сопротивление растеканию тока - 7,9Ом.

Приухудшении качества изоляции трубопровода до уровня Rиз = 25 Ом·мтоки защиты увеличатся примерно в два раза.

Если жеоставить Rиз = 50 Ом·м, но увеличить переходноесопротивление рельсовой линии до уровня Rпер = 100 Ом·м,суммарный ток защиты уменьшится примерно в два раза, поскольку существенноуменьшится интенсивность блуждающих токов. Так, в узле 8 (катодная зона)потенциал трубопровода изменится от Ug = -1,03 Вдо Ug = -0,82 В, в анодной - от U12 = -0,10 Вдо U12 = -0,36 В.

 

 

Приложение С

(Информационное)

 

Информация окомпьютерной программе CAG для расчета анодных заземлений

системкатодной защиты*

_________________

* Модифицированная программаORVG-1. Разработчик - Академия коммунального хозяйства им. К.Д.Памфилова. Тел.490-37-23.

 

C.1Программа CAG предназначена для расчета одиночных вертикальных и горизонтальныхзаземлителей в однородных и двухслойных грунтах и однорядных анодных заземленийиз идентичных вертикальных заземлителей в однородных и (при определенныхограничениях) в двухслойных грунтах. Характеристики грунтов берутся по даннымвертикального электрического зондирования (ВЭЗ).

С.2Программа разработана как программное средство для любых модификаций ПЭВМ от286 до Pentium, совместимых с IBM PC AT. Программа может выполняться как соперационной системой DOS, так и Windows 95. Все необходимые для работы программыфайлы поставляются в комплекте. Запуск осуществляется из рабочего файла. Всекомментарии и советы вызываются через Help. Применение мыши, учитывая активнуюработу с клавиатурой, не предусмотрено. В результате выполнения программывычисляются искомые значения. Они могут, кроме вывода на экран, сохраняться вфайле результатов, формируемом по желанию пользователя для последующейраспечатки и обработки.

С.3Программа может решать следующие задачи:

С.3.1 Прирасчете одиночных заземлителей (число анодов n = 1) призаданных характеристиках анода, грунта и расположения анода в грунте:

- вычислениесопротивления растеканию тока анода R иодновременно срока службы анода T, еслизадана сила тока на анод J, или допустимой силы тока наанод J, если задан срок его службы T.

Длявертикального анода одновременно вычисляются приведенные годовые затраты C.

C.3.2 Прирасчете однорядных анодных заземлений в однородном и (с определеннымиограничениями) в двухслойном грунте при заданных характеристиках анодов,грунта, расположения анодов в грунте, силе тока на заземление Jp и срокеслужбы анодов T:

- при n = 0 и Rg = 0: расчетчисла анодов nmз в экономически оптимальномзаземлении, минимальных приведенных годовых затрат Cmin,сопротивления растеканию тока заземления Rg, сопротивлениярастеканию тока одного анода R, допустимой силы тока наанод J, минимального необходимого числа анодов в заземлении nm;

- при n = 0 изаданном Rg > 0: расчет числа анодов n, обеспечивающего получениезначения Rg, максимально близкого к заданному; соответствующее значение Rg, а такжезначений R, J, nm и C;

- при Rg = 0 и числеанодов n ³ 2 расчет: значений Rg, R, J, nm и C.

Подробнеевозможности и ограничения расчетов, обозначения и размерности вводимых ивычисляемых параметров перечислены в Help. Выход на Help возможен и в процессерасчетов - клавиша F1.

С.4 Послезапуска рабочего файла следует в соответствии с появляющимся запросом выбратьтип рассчитываемых анодов - вертикальные или горизонтальные, а затем ответитьна запрос: не нужен (n) или нужен (имя файла) файлрезультатов..

С.5 Привыборе вертикальных анодов на экране появляются 7 схем возможного расположениявертикального анода в грунте (рис.С1). При выборе горизонтальных анодов наэкране появляются 4 схемы возможного расположения горизонтального анода вгрунте (рис.С2).

 

 

1.Однородный грунт

2.Двухслойный грунт

Выберитеномер схемы - двухзначное число NN

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

 

 

1.Однородный грунт с удельным сопротивлением Ro

2.Двухслойный грунт с толщиной верхнего слоя h и удельнымисопротивлениями верхнего и нижнего слоев Ro1 и Ro2 l >> dн

Выберитеномер схемы двухзначное число; для выхода >>0

Рис.С2. Кпрограмме CAG: схема возможных расположений горизонтального анода в однородном(1.1, 1.2) и двухслойном грунтах (2.1, 2.2) для выбора расчетного варианта

 

С.6 Длявведения исходных данных следует выбрать нужный номер схемы и дать его какдвухзначное число (например, 24).

С.7 Длявертикальных анодов ввиду большого количества вводимых исходных параметров ихстолбец занимает 2 экрана. Переход от 1-й половины столбца ко 2-й и обратноосуществляется командами соответственно Page Down и Page Up.

С.8 Встолбце исходных параметров, наряду с их обозначениями, приведены ихпроизвольные численные величины - кроме коэффициента запаса (Eps), а длявертикальных анодов - также нормативного коэффициента (Ен), к.п.д.преобразователя (w) и числа часов работы заземления вгоду (Тг). Для этих параметров даны значения, употребительные на моментсоставления программы. Для изменения значения любого параметра, включаяуказанные, следует установить курсор на его символе и дать команды: Enter -нужное число - Enter. Могут вводиться параметры как типовых, так и нетиповыхзаземлителей.

С учетомп.4.3.17 заглубление анода t, а также толщина верхнегослоя двухслойного грунта отсчитываются от нижней границы слоя промерзаниягрунта.

С.9 Послевведения всех нужных численных значений параметров подвести курсор к строке runв столбце исходных данных и нажать клавишу Enter. Если введенные числа несодержат ошибки (значения L, L1, L2, h, tсоответствуют выбранной схеме расположения анода в грунте) и не попадают в зонуограничений возможностей программы, в правой половине экрана появляется столбецзначений искомых характеристик. В противном случае высвечивается информация обошибке или попадании введенного значения того или иного параметра в зонуограничений возможностей расчета по программе.

С.10 Выходиз режима расчетов по любой схеме в графическое изображение осуществляетсякомандой Esc. Выход из графического изображения в каталог программы - командами0 и Enter.

 

 

 

Примеррасчета однорядного анодного заземления из вертикальных анодов по программе CAG

 

Требуетсярассчитать экономически оптимальное однорядное заземление на ток Jp = 25 А исрок службы T = 10 лет. Заземление должносостоять из стальных труб длиной L по 10 м,наружным диаметром dн = 0,25 м ивнутренним диаметром dв = 0,20 м;плотность стали Gam = 7800  кг/м3.

Коксовойобсыпки нет, поэтому принимаем d0 = dн = 0,25 м ирасход материала анода по току Ес = 10 кг/А.год.

Грунтдвухслойный. Отсчитываемые от нижней границы слоя промерзания заглубление анодаt = 0,3 м, толщина верхнего слоя h = 8,3 м,его удельное сопротивление Ro1 = 20 Ом·м,удельное сопротивление нижнего слоя Ro2 = 40 Ом·м.

Приуказанных значениях L, h и tрасположение анода отвечает схеме 2.4 (рис.С1), которая и выбирается длярасчета.

Принимаемтакже:

- расстояниемежду соседними анодами в ряду S = L = 10 м;

-коэффициент запаса Eps = 0,72;

-нормативный коэффициент для расчета приведенных годовых затрат Ен= 0,27;

- числочасов работы заземления в году Тг = 8760 ч;

- к.п.д.преобразователя W = 0,60;

- цена одногоанода (включая стоимость кабеля) Ka = 100 у.е.;

- стоимостьэлектроэнергии Кэ = 0,043 y.e./кВт.ч.

Вводим всеприведенные значения в столбец исходных данных. Так как оптимальное числоанодов в заземлении и сопротивление растеканию тока заземления неизвестны, товводим значения соответственно n = 0 и Rg = 0.

Послекоманды "run" в таблице результатов расчета получаем следующиеосновные данные:

-оптимальное число анодов в заземлении nmз = 6;

-сопротивление заземления растеканию тока Rg = 0,528 Ом;

- минимальныеприведенные годовые затраты Cmin = 369y.e./год.

Кроме того,в таблицу результатов выведены:

- допустимаясила тока на 1 анод J = 8,82 А;

-сопротивление растеканию тока одного анода R = 1,871 Ом;

- минимальнонеобходимое число анодов в заземлении nm =2,84,принимаем nm = 3.

Обязательноетребование, чтобы число анодов в заземлении было не меньше минимальнонеобходимого числа анодов, выполняется: nmз > nm.

Полученноерешение может не удовлетворять каким-либо дополнительным условиям илитребованиям. Например, длина ряда анодов в рассчитанном заземлении (S·(nmз - 1) = 10 ·5 = 50 м) может оказаться слишком большой.

В этомслучае можно провести новый расчет с целью сокращения длины ряда, использовав,например, коксовую обсыпку, или увеличив длину анода, или перейдя к анодам изферросилида, и т.д.

 

Примеррасчета одиночного горизонтального заземлителя по программе CAG

 

Требуетсярассчитать одиночный горизонтальный заземлитель из стальной полосы длиной L = 7 м,шириной b = 0,08 м и толщиной d = 0,03 м в двухслойном грунте столщиной верхнего слоя (относительно нижней границы слоя промерзания) h = 2,5 м,его удельным сопротивлением Ro1 = 20 Ом·м иудельным сопротивлением нижнего слоя Ro2 = 10 Ом·м.Коэффициент запаса Eps = 0,72,расход материала анода по току Ec = 10кг/А.год. Заданный срок службы T = 10 лет.Необходимо выбрать оптимальное расположение анода в грунте, т.е. значение t, иопределить допустимый ток на анод J и его сопротивление растеканию тока R.

Для расчета R принимаемнаружный диаметр эквивалентного цилиндрического анода dэкв = 0,5b = 0,5 ·0,08 = 0,04 м и dв = 0 (см.Help).

Исходя изжелательности наименьшего возможного заглубления, принимаем, что в одномварианте (А) t = 0,2 м, т.е. анод расположен вверхнем слое грунта, а в другом варианте (Б) t = 2,7 м,т.е. анод расположен в нижнем слое грунта, у его верхней границы.

В варианте А(схема 2.1 рис.С2) получаем R = 3,626 Ом, в варианте Б(схема 2.2 рис.С2) R = 1,574 Ом, т.е. с точкизрения более низкого R  вариант Б выгоднее.

В обоихвариантах значение J, естественно, одинаково иравно 0,49 А. Однако это значение необходимо скорректировать на отношениеплощади сечений используемой полосы и цилиндра диаметром dэкв (см. Help):

 А

 

 

Приложение Т

(Информационное)

 

Информация окомпьютерной программе MLG-2 для расчета вертикальных анодных заземлителей вмногослойных грунтах*

 

____________________

* Модифицированная программаMLG-1. Разработчик - Академия коммунального хозяйства им.К.Д.Памфилова. Тел.490-37-23.

 

T.1Программа MLG-2 предназначена для технического расчета одиночных вертикальныхзаземлителей (в первую очередь, глубинных) систем катодной защиты подземныхметаллических сооружений в многослойных грунтах с числом слоев n от 3 до 12.Вводимые характеристики таких грунтов берутся по данным вертикальногоэлектрического зондирования (ВЭЗ).

Т.2Программа разработана как программное средство для любых модификаций ПЭВМ от286 до Pentium, совместимых с IBM PC AT. Программа может выполняться соперационной системой как DOS, так и Windows 95. Все необходимые для работыфайлы поставляются в комплекте. Все комментарии и советы вызываются через Help.Применение мыши, учитывая активную работу с клавиатурой, не предусмотрено. Врезультате выполнения программы вычисляются искомые значения, которые, кромевывода на экран, могут сохраняться в файле результатов, формируемом по желаниюпользователя для последующей распечатки и обработки.

Т.3Возможности и ограничения расчетов, обозначения и размерности вводимых ивычисляемых параметров перечислены в Help. Выход на Help возможен и в процессерасчетов (клавиша F1 или строка Help).

Т.4 Послезапуска рабочего файла следует ответить на появляющийся запрос: не нужен (n) или нужен(имя файла) файл результатов.

Т.5 Далее,исходя из принятой схемы строения горизонтально-слоистого грунта, следуетввести расстояния Yi каждого i-го слоя отповерхности земли, заглубление t и принятыепараметры анода. Нижний слой трактуется как бесконечный, поэтому, например, для4-слойного грунта вводятся значения Y1-Y3 для 3-хслоев и удельные сопротивления Ro1-Ro4 для всех4-х слоев.

С учетомп.4.3.17 заглубление анода t и толщина Y1 верхнегослоя грунта отсчитываются от нижней границы слоя промерзания грунта.

Т.6 Ввидубольшого количества вводимых и исходных данных их столбец занимает 2 экрана.Переход от 1-й половины столбца ко 2-й и обратно осуществляется командамисоответственно Page Down и Page Up.

Т.7 Встолбце исходных параметров, наряду с их обозначениями, приведены ихпроизвольные численные значения - кроме коэффициента запаса (EPs),нормативного коэффициента (Ен), к.п.д. преобразователя (W) и числачасов работы заземлителя в году (Тг). Для этих 4-х параметровданы значения, употребительные на момент составления программы. Для изменениязначения любого параметра, включая указанные 4, следует установить курсор наего символе и дать команды: Enter - нужное число - Enter. Могут вводитьсяпараметры как типовых, так и нетиповых заземлителей.

Т.8 Послевведения всех нужных численных значений параметров можно вызвать схемупринятого расположения анода в грунте принятого строения: курсор подводится кстроке "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 усхемы выводится ряд параметров, в частности толщина наиболее электропроводногослоя (Lmin, м), удельное сопротивление этогослоя (Romin, Ом·м) и среднее удельноесопротивление грунта по длине анода (Rosr, Ом·м).

Т.9 После проверкисхемы курсор подводится к строке "run" в столбце исходных данных идается команда Enter. Если введенные числа не содержат ошибки и не попадают взону ограничений возможностей расчета, в правой половине экрана появляютсяискомые значения - сопротивление растеканию тока анода (R, Ом) идопустимая сила тока на анод (J, A), при которойобеспечивается введенный в столбец исходных данных срок службы анода (T, годы).

Т.10 Выходиз программы: Esc + Enter.

 

Примеррасчета анодного заземлителя по программе MLG-2

 

Требуетсярассчитать основные эксплуатационные характеристики вертикального трубчатогостального заземлителя длиной L = 20 м, наружным диаметром dн = 0,25 ивнутренним диаметром dв = 0,20 м,заглубленного на глубину t = 1,0 м в 4-слойный грунт соследующими характеристиками:

Y1 = 3,0 м

Ro1 = 20 Ом·м

Y2 = 5,5 м

Ro2 = 40 Ом·м

Y3 = 9,5 м

Ro3 = 7 Ом·м

 

Ro4 = 50 Ом·м

Выход потоку Ес = 8 кг/А·год, необходимый срок службы T = 10 лет,коэффициент запаса Eps = 0,72.Обсыпки нет (d0= dн).

Послевведения перечисленных значений параметров по команде "схема"получаем на экране визуализированную схему размещения заземлителя в грунте(рис.Т1).

 

 

Рис.Т1. Кпрограмме MLG-2: пример возможного расположения анода в 4-слойном грунте

 

После выходаиз "схемы" (Esc) и введения команды "run" на экран выведеныискомые значения:

-сопротивление растекания тока заземлителя R = 1,041 Ом;

- допустимаясила тока J = 6,19 А.

Полученноезначение J может оказаться недостаточным. В этом случае целесообразен расчетдля заземлителя из более стойкого материала. Например, приняв сплошнойферросилидовый заземлитель той же длины L = 20 м инаружным диаметром dн = 0,08 м,при Ес = 0,25 кг/А·год, Eps = 0,72 и T = 20 летполучим R = 1,229 Ом, J = 38,08 А.

 

 

Приложение У

(Информационное)

 

Методикарасчета защиты гальваническими анодами (протекторами)

 

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

-геометрические и электрохимические характеристики гальванического анода;

- удельноеэлектрическое сопротивление грунта в месте установки анода у трубопровода;

- диаметр ипри необходимости переходное сопротивление трубопровода.

У.2 РасчетГЗ сводится к определению:

- силы токав цепи гальванический анод - труба;

- срокаслужбы анода;

-необходимого числа анодов для защиты участка трубопровода.

У.3 Силатока J (А) в цепи одиночный гальванический анод (ГА) - трубопровод вобщем случае равна:

J1 = [Ет(J) – Ега (J)] / R = [DE(J)] / R

где Ет(J) и Ега (J) - электродныепотенциалы трубы и ГА при силе тока J, R (Ом) -омическое сопротивление в цепи ГА - труба.

Величины Егаи особенно Ет представляют собой сравнительно сложные функциисилы тока J. Поэтому при проектировании ГЗ чаще всего упрощенно принимают DE(J) » 0,6 В. Приэтом

J1 » 0,6 / R                                                               (У.1)

У.4Омическое сопротивление R представляет собой сумму сопротивленийрастеканию тока ГА Ra,проводника, соединяющего ГА с трубой Rсп, и входногосопротивления трубопровода Rт:

R = Ra + Rсп +Rт                                                          (У.2)

Принимается,что поляризационные сопротивления ГА и трубы не зависят от тока и входят взначения Ra и Rтсоответственно.

У.5 Входноесопротивление трубопровода равно

,                                             (У.3)

где Rпрод -продольное сопротивление металла трубы на единицу ее длины; Rпер -переходное сопротивление труба-земля. Rпрод приизвестных удельном сопротивлении металла трубы, rм (Ом·м), еедиаметра D (м) и толщине стенки d (мм) вычисляется легко:

Rпрод (Ом·м) = rм / [p·(103 D - d) · d]                                        (У.4)

Значение Rпер вычислитьсложнее:

,                  (У.5)

Здесь Rиз (Ом·м) -сопротивление изоляции на единицу длины трубы, rг - (Ом·м) -удельное сопротивление грунта, hт -расстояние от поверхности земли до оси трубы. Значение Rиз убывает вовремени t, Rиз = Rиз (t), поэтому вуравнении (У.5) Rиз при расчетеГЗ следует в зависимости от задачи относить к моменту начала или концаэксплуатации ГА. Если известно или принято удельное поверхностное сопротивлениеизоляции  (Ом·м2), то Rиз вычисляетсяпо формуле:

,                                                        (У.6)

У.6Сопротивление соединительного провода равно

Rсп (Ом) = rсп lсп / S,                                                     (У.7)

где rсп - удельноесопротивление металла провода (для меди и алюминия соответственно 0,0175 и0,028 Ом·мм2 /м), lсп (м) -длина, S (мм2) - сечение соединительного проводника.

У.7 Обычноосновной вклад в величину R вносит сопротивлениерастеканию тока анода Ra, и чащевсего вместо уравнения (У.2) используют упрощенную формулу

R » Ra                                                                  (У.8)

У.8 ЗначениеRa зависит от расположения анода в грунте, длиныанода la (м); его диаметра da (м);удельного сопротивления грунта rг; отсутствия или наличия засыпки -активатора: специальной смеси для снижения и стабилизации сопротивлениярастеканию тока и предотвращения пассивации ГА.

При наличиизасыпки в расчет вводятся ее удельное сопротивление rз (Ом·м);высота lз (м) и диаметр dз (м) столбазасыпки.

У.9 Длявертикального анода без засыпки сопротивление растеканию тока равно:

Ra= (rг / 2p la){ln(2la / da) + 0,5 · ln[(4h + la)/ (4h - la)]},                       (У.9)

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

У.10 Длявертикального ГА с засыпкой (комплектного анода)

Raз = (rг / 2p lз){ln(2lз / dз) + 0,5 · ln[(4h + lз) / (4hlз)] + [(rз / rг) · ln(da / dз)]},    (У.10)

У.11 Длягоризонтального ГА без засыпки

               (У.11)

У.12 Длягоризонтального ГА с засыпкой (комплектного анода)

(У.12)

Формулы(У.8) - (У.11) справедливы при условии la > da, lз > dз. Формулы(У.9) и (У.10) справедливы при условии соответственно la < 4h, lз < 4h.

У.13Значения Ra для выпускаемых магниевых протекторов типа ПМ-Упри h £ 2,5 м могут быть рассчитаны поэмпирической формуле

Rаз = Аrг + В,                                                         (У.13)

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

 

Тип анода

А, м-1

В, Ом

ПМ 5У

0,57

0,24

ПМ 10У

0,47

0,18

ПМ 20У

0,41

0,15

 

У.14 Срокслужбы одиночного ГА, Т (годы), вычисляют по формуле

Т = G q hп hи / (Jср ·8760),                                                (У.14)

где G - масса ГА(кг); q - теоретическая токоотдача материала анода, А.ч/кг (для магниевыханодов 2330 А.ч/кг); hп - к.п.д. анода (обычно принимают hп = 0,6 илипо технической документации на анод); hи -коэффициент использования материала анода (обычно принимают hи = 0,90); Jср  (A) -средняя сила тока в цепи анод-труба за период эксплуатации анода T.

У.15Количество одиночных анодов, необходимое для защиты сети трубопроводов,вычисляется из суммарного катодного тока Jc (А),требуемого для защиты сети. Значение Jc дляпостроенных трубопроводов может быть найдено из данных опытного включенияпередвижных катодных станций, а для проектируемых трубопроводов - изнеобходимой плотности защитного тока (определенной, в частности, по методикеПриложения П) и суммарной площади поверхности трубопроводов. С учетом этогонеобходимое количество идентичных одиночных анодов N равно:

N = Jc / J1,                                                             (У.15)

где J1определяется уравнением (У.1), а значение R в уравнении(У.1) - формулой (У.2) или (У.8).

У.16 В целяхэффективного использования и удобства контроля ГА при эксплуатации часторазмещают группами. Количество групп, их местоположение и число анодов в каждойгруппе определяются при проектировании в зависимости от условий расстановки.

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

nгр = Jз / J1 hср,                                                        (У.16)

где Jз - силатока, необходимая для защиты участка;

hср - среднийкоэффициент использования анода.

Значение hср можетприниматься равным 0,85 при расстояниях между соседними анодами 2-5 м.

Послеразмещения групп ГА на плане подземных сооружений вычисляется ожидаемая силатока Jож в каждой группе:

Jож = nгр · J1· h,                                                         (У.17)

где h -коэффициент использования ГА. Значение h для рядавертикальных комплектных анодов может быть найдено по диаграмме рис.У1 взависимости от числа анодов в группе nгр и отношенияa/lз межанодногорасстояния а (м) в группе к длине комплектного анода lз (м).

У.18 Вслучае применения ГЗ для защиты от опасного влияния блуждающих токов (п.4.3.15настоящей Инструкции) необходимый ток ГЗ определяют на построенном трубопроводе(путем опытного включения катодной станции или ГА) как величину, обеспечивающуюполное подавление положительного смещения суммарного потенциала отстационарного.

 

 

Рис.У1.Зависимость коэффициента использования (h) анодов группы ГА от количества (n) анодов вгруппе и отношения a/lз межанодногорасстояния (а) к длине (lз) комплектногоанода

а - ГА типаПМ-5У; б - ГА типа ПМ-10У и ПМ-20У

 

Примеррасчета гальванической защиты

 

Пустьтребуется рассчитать систему ГЗ для защиты двух почти параллельных новыхпостроенных отводов от действующей газопроводной сети, электрически отсеченныхот нее и от вводов в доме изолирующими фланцами. Диаметр каждого отвода D = 0,057 м,толщина стенки d = 3,5 мм, длина 30 м, глубина прокладки hт = 1,5 м.Расстояние между отводами 20 м, удельное сопротивление грунта rг = 10 Ом·м.Необходимый суммарный начальный ток защиты обоих отводов, определенный поданным опытного включения передвижной катодной станции, равен Jн = 0,2 А.

Дляустройства ГЗ доступны типовые комплектные Mg - анодыПМ-10У длиной lз = 0,7 м,диаметрами засыпки (активатора) dз = 0,2 м и стержняdа = 0,13 м, массой G = 30 кг.Удельное сопротивление засыпки rз = 2 Ом·м, необходимый срокэксплуатации Т не менее 10 лет. Глубина установки анода h = 1,85 м.

Дляиллюстрации сравним значения R в формуле (У.1), вычисляемыепо формулам (У.13) и (У.2).

По формуле(У.13) для ПМ-10У

Rаз = 0,47 · 10+ 0,18 = 4,88 Ом.

Для расчетовпо формуле (У.2) необходимо вычислить все 3 слагаемых ее правой части.

Сопротивлениерастеканию тока вертикального анода вычисляем по формуле (У.10):

Rаз=[10/(6,28·0,7)]{ln[(2·0,7)/0,2]+0,5ln[(4·1,85+0,7)/(4·1,85–0,7)]+(2/10)·ln(0,13/0,2)}=4,45 Ом.

Сопротивлениесоединительного медного провода длиной lсп = 10 м (ГАразмещен в середине между отводами) и сечением S = 5 мм2вычисляем по формуле (У.7):

Rсп = 0,0175 ·10/5 = 0,035 Ом.

Длявычисления переходного сопротивления трубопровода Rпер, входящегов уравнение (У.5), необходимо рассчитать продольное сопротивление трубы Rпред. Приняв посправочным данным удельное сопротивление трубной стали rм = 0,25Ом·мм2/м, по формуле (У.4) получаем:

Rпрод = 0,25/3,14· (103·0,057 – 3,5) · 3,5 = 4,25 · 10-4 Ом/м.

Пустьначальное сопротивление изоляции , определенное из данныхопытного включения катодной станции, равно 200 Ом·м2. Тогдасопротивление изоляции на единицу длины трубы по формуле (У.6) равно

Rиз = 200 /(3,14 · 0,057) = 1120 Ом·м.

Используяформулу (У.5) для начального переходного сопротивления труба/земля Rпер, получаемуравнение:

Решая этоуравнение с помощью подходящей компьютерной программы (например, Eureca) или"ручным" методом последовательных приближений, получим Rпер = 1147 Ом·мПо формуле (У.3) вычисляем начальное входное сопротивление каждоготрубопровода:

 Ом.

Такимобразом, вычисляемое по уравнению (У.2) сопротивление цепи ГА-труба равно (сучетом того, что соединительных проводов и трубопроводов по 2):

R = Rаз + 0,5 · (Rсп + Rт) = 4,45 +0,5 · (0,035 + 0,35) = 4,64 Ом.

Как видно,эта величина почти не отличается от вычисленной по простейшей формуле (У.13)для ПМ-10У (4,88 Ом). Видно также, что основной вклад в R вноситсопротивление растеканию тока ГА (96%).

Оценимнеобходимый защитный ток к концу планируемого периода эксплуатации ГЗ (T не менее 10лет), исходя из падения во времени входного сопротивления трубопровода Rт по формуле:

,                                                  (У.18)

где Rтк и Rтн - конечноеи начальное входное сопротивление трубопровода;

g -коэффициент старения изоляции.

Приняв g = 0,08, из(У.18) получим при Т = 10 лет:

.

Поэтомуможно принять, что необходимый защитный ток для обоих отводов через 10 летэксплуатации ГЗ составит 1/0,67 = 1,5 начального, т.е.

Jк = 1,5 · Jн = 1,5 ·0,20 = 0,3 A.

Насопротивлении же цепи ГА-труба указанное снижение Rт практическине скажется.

Ток,генерируемый одним анодом (формула (У. 1)), равен

J1 = 0,6 /4,88 = 0,123 А

меньшетребуемого для защиты обоих отводов (Jн = 0,20, Jк = 0,3 A),поэтому необходимо устройство группы ГА. Используя формулу (У.16) при hср = 0,85,получим предварительное число анодов в группе:

nгр = 0,3 /0,123 · 0,85 = 2,87.

Принимаем nгр = 3. Прирасстоянии между анодами а = 2 м отношение а/lаз = 2/0,7 =2,86 » 3. Пографику рис.У1 при данном а/lаз и nгр = 3 находимкоэффициент использования анодов h » 0,82, мало отличающийся отпредварительно принятого. Поэтому окончательно принимаем число ГА в грунте nгр = 3, имаксимальная сила тока ГЗ должна быть равна (формула (У.17)):

J = 3 · 0,123· 0,82 = 0,303 А,

т.е. практическисовпадает с необходимой конечной (через 10 лет) силой тока ГЗ Jк = 0,3 А.Для уменьшения этого тока до необходимой начальной величины 0,2 А в цепьГА-трубопроводы необходимо включить регулируемый резистор; после его полноговывода через 10 лет сила тока и станет равной 0,3 А.

Теперь можнооценить, будет ли приемлемой потеря массы ГА за 10 лет. Так как начальный иконечный токи защиты на 1 анод равны соответственно 0,2/3=0,067 А и 0,3/3=0,1А, то средний ток за 10 лет равен J1ср = 0,067 +[(0,1 – 0,067) / 10] · 5 = 0,084 А.

Потеря массыанода DG за 10 летэксплуатации по формуле (У.14) равна:

10= (DG· 2330 · 0,6 · 0,9) / (8760 · 0,084), отсюда DG = 5,85 кг.Таким образом масса анода уменьшится всего на 20%. Однако ввиду необходимостидальнейшего (после 10 лет) увеличения защитного тока в результате старенияизоляции защита трубопроводов данной группой ГА уже не будет обеспечиваться,так как сила тока от нее не может превысить указанного максимального значения: Jmax = DV / Rгр = 0,6 /[(4,88 / 3) · (1 / 0,82)] » 0,3 A.


Приложение Ф

(Информационное)

 

Расчетдренажной защиты

 

Ф.1 Расчетусиленной дренажной защиты в городских условиях сводится к вычислению токадренажа, радиуса действия одного усиленного дренажа и сечения дренажногокабеля.

Ф.2 Среднийток дренажа Jдр может бытьвычислен так же, как защитный ток при катодной защите - из расчетной защитнойплотности тока j (формулы (П.11, П.12) ПриложенияП):

.                                                        (Ф.1)

Ф.3 Радиусдействия дренажа R (м) вычисляется так же, как радиусдействия катодной станции (формула (П.13) Приложения П):

,                                                      (Ф.2)

где K2/га)- удельная плотность поверхности защищаемых трубопроводов на единицу площадитерритории их размещения.

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

Rкаб = (Uдр / Jдр) –0,02,                                                   (Ф.3)

где Uдр  -номинальное напряжение на выходе дренажа (для выпускаемых усиленных дренажей Uдр = 6 или12В).

Ф.5 Сечениедренажного кабеля равно:

Sкаб (мм2)= rкаб · lкаб / Rкаб,                                              (Ф.4)

где rкаб - удельноесопротивление металла кабеля (для меди rкаб = 0,0175Ом·мм2/м), lкаб (м) -полная длина кабеля.

 

 

Приложение Х

(Рекомендуемое)

 

Формыприемо-сдаточной документации

 

АКТ

приемкистроительно-монтажных работ

 

__________________________________________

(регион)

"_____"_________200 __ г.

 

По адресу _______________________________________________________________________

Работывыполнены по проекту _____________________________________________________

(наименованиеорганизации и № проекта)

Мы,нижеподписавшиеся:

От заказчика____________________________________________________________________

(должность,фамилия)

Отстроительной организации ______________________________________________________

(должность,фамилия)

Оттехнического надзора __________________________________________________________

(должность,фамилия)

От проектнойорганизации ________________________________________________________

(должность,фамилия)

составилинастоящий акт в том, что _________________________________________________

______________________________________________выполнены в соответствии с проектом.

Комиссиибыли предъявлены следующие узлы строительно-монтажных работ:

Кабельныепрокладки

а) кабель отпреобразователя до AЗ марки ___________________________________________

уложен втраншее на глубине ___________________ м, длиной ______________________ м и

защищен________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

(покрыткирпичом, в трубах и т.д.)

По стенездания _________________________________________________________________

(способпрокладки, марка кабеля и длина)

В подвалездания ________________________________________________________________

(способпрокладки, марка кабеля и длина)

б) кабель отпреобразователя до КУ марки ___________________________________________

уложен втраншее на глубине ______________________ м, длиной __________________ м и

защищен________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

(покрыткирпичом, в трубах и т.д.)

По стенездания _________________________________________________________________

(способпрокладки, марка кабеля и длина)

В подвалездания ________________________________________________________________

(способпрокладки, марка кабеля и длина)

Анодноезаземление выполнено по чертежу __________________________________________

а) электродызаземления выполнены из ______________________________________________

(материал,профиль, сечение)

длиной_____________________ м, в количестве _________________ шт. _________________

(с обсыпкойили без обсыпки)

б)внутренний электрод выполнен из________________________________________________

(материал,профиль, сечение)

________________________________________________________________________________

(наличиеактиватора или обсыпки)

в) общеесопротивление растеканию тока ____________________________________________

Контактныеустройства

а) КУ на______________________________ выполнено из _____________________________

(видсооружения)

________________________________________________________________________________

(материал,сечение, профиль)

По чертежу №________________. Контакт с защищаемым сооружением осуществлен путем

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

Противокоррозионноепокрытие на защищаемом сооружении

________________________________________________________________________________

б) КУ на_______________________________ выполнено из ____________________________

(видсооружения)

________________________________________________________________________________

(материал,сечение, профиль)

По чертежу №_______________. Контакт с защищаемым сооружением осуществлен путем

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

Противокоррозионноепокрытие на защищаемом сооружении

________________________________________________________________________________

Электромонтажныеработы:

1. Установка__________________________ питается от сети переменного тока напряжением

_______________________________В, размещена ____________________________________

________________________________________________________________________________

(место,метод крепления)

2.Электропроводка переменного тока выполнена_____________________________________

________________________________________________________________________________

(марка,сечение, длина кабеля, провод)

Монтажпроводки осуществлен ____________________________________________________

(по фасаду,подвале, в земле и т.д.)

Местоподключения ______________________________________________________________

Устройствоучета эл. энергии ______________________________________________________

3.Отключающее устройство выполнено _____________________________________________

4. Защитноезаземление выполнено по чертежу № _____________________________________

5.Сопротивление растекания защ. заземления________________________________________

6.Электромонтажные работы выполнены в соответствии с актом приемки и сдачиэлектромонтажных работ ____________________________________________________________

7. Прочиеустройства

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

8. Замечанияпо строительно-монтажным работам

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

Подписи:

От заказчика_____________________________________________________________

Отстроительной организации_______________________________________________

Оттехнического надзора __________________________________________________

От проектнойорганизации__________________________________________________

 

АКТ

приемки и сдачи электромонтажных работ

 

__________________________________________

(регион)

"____"________________200 _ г.

 

 

Заказчик________________________________________________________________________

Объект_________________________________________________________________________

Комиссия всоставе:

От заказчика____________________________________________________________________

(должность,фамилия)

Отэлектромонтажной организации _________________________________________________

(должность,фамилия)

Отэксплуатационной организации _________________________________________________

(должность,фамилия)

Произведенапроверка и осмотр выполненных работ по ________________________________

________________________________________________________________________________

1. К сдачепредъявлено ___________________________________________________________

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

2.Электромонтажные работы выполнены по проекту, разработанному и согласованному сТерриториальным Управлением "Госэнергонадзора" и"Энергосбыта" ______________________

________________________________________________________________________________

3.Отступление от проекта _________________________________________________________

________________________________________________________________________________

4.Электромонтажные работы выполнены (оценка) ____________________________________

5.Оставшиеся недоделки __________________________________________________________

________________________________________________________________________________

непрепятствуют нормальной эксплуатации и подлежат устранению электромонтажнойорганизацией до ____________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ:

 

Электрооборудование,перечисленное в п.№ 1 настоящего акта, считать принятым в нормальнуюэксплуатацию после пуско-наладочных работ.

 

К акту прилагается:

 

1. Протоколизмерения сопротивления изоляции кабелей.

2. Протоколизмерения полного сопротивления петли "Фаза-О".

3. Протоколпроверки наличия цепи между заземлителями и заземляемыми элементамиэлектрооборудования.

4. Протоколизмерения сопротивления растеканию тока заземляющих устройств.

СДАЛ:___________________________________________

ПРИНЯЛ:_________________________________________

 

 

 

 

 

АКТ

приемки вэксплуатацию контактных устройств, потенциалоуравнивающих перемычек иконтрольно-измерительных пунктов (ненужное зачеркнуть)

 

"____" ____________ 200 __ г.

Комиссия всоставе представителей:

Отстроительной организации ______________________________________________________

(должность,фамилия)

Оттехнического надзора __________________________________________________________

(должность,фамилия)

Отэксплуатационной организации _________________________________________________

(должность,фамилия)

произвелаосмотр и проверку выполненных работ _____________________________________

________________________________________________________________________________

по адресу_______________________________________________________________________

натрубопроводе _________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

Работывыполнены по проекту _____________________________________________________

Всоответствии с типовым чертежом________________________________________________

Глубиназалегания трубопровода ___________________________________________________

________________________________________________________________________________

КУ, ПТ, КИПоборудован _________________________________________________________

(электродомсравнения)

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

Привязкиуказаны на исполнительном чертеже _______________________________________

________________________________________________________________________________

Подписи:

Отстроительной организации ______________________________________________

Оттехнического надзора __________________________________________________

Заключениеоб исправности сдаваемого сооружения:

эксплуатационнаяорганизация, проводящая проверку

________________________________________________________________________________

Проверкапроизводилась методом __________________________________________________

с помощьюприбора ______________________________________________________________

Результатпроверки ______________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

Должность

Ф.И.О.

Подпись

 

Печать

"___"______________ 200___ г.

 

 

АКТ

пневматическихи электрических испытаний

изолирующихфланцев с условным проходом

Dy-_________________________________________

 

Испытанияизолирующего фланцевого соединения на прочность

"__"________200__г. проведено пневматическое испытание изолирующего фланцевого соединения(№ ______) на прочность давлением ___________ МПа с выдержкой 10 мин. споследующим осмотром.

При осмотредефектов и утечек не обнаружено.

Изолирующеефланцевое соединение испытание на прочность выдержало.

Производительработ _____________________________________________________________

(должность,Ф.И.О., подпись)

ПредставительОТК ______________________________________________________________

(должность,Ф.И.О., подпись)

Испытанияизолирующего фланцевого соединения на плотность

"__"________200__г.проведено пневматическое испытание изолирующего фланцевого соединения (№__________) на плотность давлением _________ МПа с выдержкой 5 мин. споследующим осмотром и измерением падения давления по манометру.

Утечек ивидимого падения давления по манометру не обнаружено.

Изолирующеефланцевое соединение испытание на плотность выдержало.

Производительработ _____________________________________________________________

(должность,Ф.И.О., подпись)

ПредставительОТК ______________________________________________________________

(должность,Ф.И.О., подпись)

Электрическиеиспытания изолирующего фланцевого соединения (действительны в течении 3-хмесяцев).

"__"________200__г.проведены электрические испытания изолирующего фланцевого соединения (№ ____).

Прииспытании в сухом помещении мегометром типа М-1101 при напряжении 1 кВ короткоезамыкание не зафиксировано.

Измеренноесопротивление изолирующего фланцевого соединения ______________________

Изолирующеефланцевое соединение электрические испытания выдержало.

Послеустановки фланца на газопровод вызвать представителя эксплуатационнойорганизации для приемки.

Производительработ _____________________________________________________

(должность,Ф.И.О., подпись)

ПредставительОТК _______________________________________________________

(должность,Ф.И.О., подпись)

 

СПРАВКА

 

О приемкеизолирующего соединения ___________________________________________ шт.

по_____________________________________________________________________________

(адрес)

Произведенапроверка исправности электроизолирующего соединения по вызову от _______

________________________________________________________________________________

(наименованиеорганизации)

Предприятиеизготовитель ________________________________________________________

Установкаизолирующего соединения выполнена по проекту №

________________________________________________________________________________

(наименованиепроектной организации)

Проверкапроизводилась методом __________________________________________________

с помощьюприбора ______________________________________________________________

При приемкепредставлены следующие документы:

а) актыпневматических и электрических испытаний;

б) эскизтрубопровода.

Результатыпроверки _____________________________________________________________

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

Заключение:

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

Представительэксплуатационной организации:

Должность__________________________ Подпись ____________________________

 (Ф.И.О.)

"__"_____ 200___ г.


АКТ

приемкистроительно-монтажных работ

гальванической(протекторной) защиты

 

__________________________________________

(регион)

"__"__________________200__ г.

 

 

Работы позащите ________________________________________________________________

(наименованиесооружения)

по адресу___________________________________________________________ выполнялись

по проекту №____________________________________________________________________

(наименованиеорганизации, обозначение проекта)

Мы,нижеподписавшиеся:

От заказчика____________________________________________________________________

(должность,фамилия)

Отстроительной организации______________________________________________________

(должность,фамилия)

Оттехнического надзора __________________________________________________________

(должность,фамилия)

От проектнойорганизации ________________________________________________________

(должность,фамилия)

составилинастоящий акт в том, что _________________________________________________

выполнены всоответствии с проектом.

Комиссиибыли предъявлены следующие узлы строительно-монтажных работ:

1.Гальванические аноды (протекторы)

а)типа____________ длиной_______________ мм, массой______________ кг вколичестве___________ шт., установлены группами по _______________ шт. вкаждой. Общее количество групп ___________________________;

б) расстояниемежду гальваническими анодами (протекторами) в группах __________ м.

Расстояниемежду гальваническими анодами (протекторами) и защищаемым сооружением:

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

в 3-й группе___________________ м;

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

2. Кабельныепрокладки

Соединительнаямагистраль в группах выполнена кабелем _____________________________

сечением__________ в траншеях глубиной __________ м, длиной __________ м и защищена

________________________________________________________________________________

(покрытакирпичом, в трубах и т.д.)

Проводникиот гальванических анодов (протекторов) к общей магистрали выполнены проводоммарки __________, способ соединения проводника с магистралью _________________

________________________________________________________________________________

 (зажимы,скрутки, термитная сварка)

Места присоединенияизолированы от земли _________________________________________

________________________________________________________________________________

(способизоляции)

3.Контактные устройства

Контакт с__________________________________ выполнен по типовому чертежу (нормали)

(видсооружения)

_______________________________________________________________________________

(обозначениедокумента)

путем__________________________________________________________________________

(сварки,болтового присоединения)

4. Прочиеузлы __________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

5. Замечанияпо строительно-монтажным работам ____________________________________

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

Подписи:

Отзаказчика_____________________________________________________________

Отстроительной организации_______________________________________________

Оттехнического надзора___________________________________________________

От проектнойорганизации__________________________________________________

 

АКТ

приемки вэксплуатацию установок

электрохимическойзащиты в районе

 

_______________________

"___"________________200___ г.

Комиссия всоставе представителей:

От заказчика____________________________________________________________________

(должность,фамилия)

Отстроительной организации ______________________________________________________

(должность,фамилия)

Отэксплуатационной организации _________________________________________________

(должность,фамилия)

От проектнойорганизации ________________________________________________________

(должность,фамилия)

Оттехнического надзора __________________________________________________________

(должность,фамилия)

ОтГосгортехнадзора _____________________________________________________________

(должность,фамилия)

Ознакомившисьс технической документацией, установила следующее:

1. УстановкиЭХЗ построены по проекту ____________________________________________

2.Техдокументация согласована со всеми заинтересованными организациями беззамечаний.

3.Характеристика установок ЭХЗ

4. Параметрыустановок ЭХЗ

 

№ п/п

Адрес установки защиты

Тип установки защиты

Тип преобразователя

Тип блока совместной защиты

Анодное заземление

М

шт.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Параметрыустановок ЭХЗ

 

№ п/п

Ток (А)

Напряжение (В)

Сопротивление растеканию тока (Ом)

Токи в электроперемычках и протяженность защищаемых сооружений

Газопровод

Водопровод

Кабели связи

Теплопровод