ГОСТ Р 58778-2019. Национальный стандарт Российской Федерации. Системы газораспределительные. Сети газораспределения и газопотребления. Газопроводы высокого давления категории 1а
5.6 Защита от коррозии подземных и надземных газопроводов
5.6.1 Проектирование защиты газопроводов от коррозии выполняют на основании отчетов по инженерно-геологическим изысканиям с учетом ГОСТ 9.602, ГОСТ Р 51164, ГОСТ Р 55436, СП 28.13330.2012, [8] и настоящего подраздела.
5.6.2 Защиту от коррозии подземных газопроводов осуществляют с помощью изоляционных покрытий усиленного типа и ЭХЗ (катодная и дренажная защита).
5.6.3 Тип, конструкцию и материал защитного покрытия, а также средства ЭХЗ газопроводов от коррозии определяют проектной (рабочей) документацией.
5.6.4 Газопроводы при надземной прокладке защищают от атмосферной коррозии атмосферостойкими лакокрасочными покрытиями согласно СП 28.13330.2012.
5.6.5 В зависимости от условий эксплуатации применяемые материалы должны обеспечивать качество и долговечность лакокрасочного покрытия надземного газопровода на открытом воздухе и соответствовать СП 28.13330.2012 (таблица Ц.7).
Выбор защитных покрытий газопроводов производят с учетом степени коррозионной агрессивности атмосферы и необходимого срока службы покрытия.
5.6.6 Противокоррозионную защиту опор (железобетонных фундаментов и металлических опор) и других металлических конструкций надземных газопроводов выполняют в соответствии с СП 28.13330.2012.
5.6.7 Стальные подземные газопроводы независимо от коррозионной агрессивности, биоагрессивности грунтов и опасного влияния блуждающих токов защищают защитными покрытиями усиленного типа и средствами ЭХЗ.
5.6.8 Конструкцию защитных покрытий усиленного типа принимают согласно ГОСТ 9.602-2016 (приложение Ж).
5.6.9 Проектирование ЭХЗ газопроводов осуществляют с учетом ЭХЗ существующих сетей инженерно-технического обеспечения и других сооружений на основании ТУ, выданных заинтересованными организациями, эксплуатирующими данные объекты, и при последующем согласовании с ними.
5.6.10 При прокладке газопровода на расстоянии до 300 м от электрифицированного рельсового транспорта от владельца получают сведения о величине потенциалов на рельсах и согласовывают места подключения дренажной защиты.
5.6.11 В проектной документации определяют:
- места размещения средств ЭХЗ;
- зону защиты установок ЭХЗ;
- рабочий ток установок ЭХЗ на начальный и конечный периоды эксплуатации анодных заземлителей;
- количество и срок службы анодных заземлителей.
5.6.12 Расчет выполняют с учетом старения изоляционного покрытия газопровода. Выбор преобразователя катодной защиты осуществляют с учетом 50%-ного запаса по выходному напряжению и току на начальный момент эксплуатации газопровода.
5.6.13 Средства ЭХЗ, как правило, включают в себя:
- УКЗ газопроводов (в том числе преобразователи катодной защиты, анодные заземлители, кабельные линии к точкам дренажа и анодным заземлителям, контактные устройства, линии электропередач и т.д.);
- УДЗ газопроводов (в том числе станции дренажной защиты, соединительные кабельные линии, контактные устройства и т.д.);
- КИП;
- средства телемеханики УКЗ, УДЗ, КИП и коррозионного мониторинга.
5.6.14 УКЗ применяют блочно-комплектного исполнения, и рекомендуется их располагать рядом с крановыми узлами газопровода.
5.6.15 Преобразователи катодной защиты при необходимости монтируют в индивидуальных блок-боксах, защищающих их от низких температур и заноса снегом.
Конструкция блок-боксов для размещения преобразователей должна быть в антивандальном исполнении (обеспечивать исключение несанкционированного доступа к оборудованию).
5.6.16 В проектируемых УКЗ тип анодных заземлителей определяют в зависимости от удельного электрического сопротивления грунта на участке их расположения и расположения защищаемого газопровода.
5.6.17 В местах подключения дренажного кабеля к анодному заземлению предусматривают установку КИП.
5.6.18 Анодные или дренажные линии проектируют кабелем с медной токоведущей жилой, сечением не менее 35 мм2 с двухслойной полимерной изоляцией.
5.6.19 При проектировании анодных заземлителей с коксовой засыпкой грануляцию коксовой мелочи принимают не более 10 мм.
5.6.20 Необходимость дренажной защиты определяют по результатам инженерно-геологических изысканий, которые включают в себя геофизические (электрометрические) работы для определения блуждающих токов, оценки коррозионной агрессивности грунтов и проектирования защитных сооружений.
5.6.21 УДЗ проектируют на основании электрометрических измерений в местах пересечения с сооружением или сближения с источником блуждающих токов, а также в анодных и знакопеременных зонах на газопроводе.
5.6.22 При прокладке газопроводов открытым способом стальные футляры обеспечивают ЭХЗ и изоляционными покрытиями усиленного типа.
В качестве футляров рекомендуется использовать стальные трубы, как с наружными, так и с внутренними защитными покрытиями.
5.6.23 При закрытой прокладке газопроводов (способами продавливания и проколом) стальные футляры трубопроводов под автомобильными дорогами, железнодорожными и трамвайными путями обеспечивают ЭХЗ, а при прокладке газопроводов способом ГНБ - ЭХЗ и изоляционными покрытиями усиленного типа.
В качестве футляров рекомендуется использовать стальные трубы с внутренним защитным покрытием.
5.6.24 КИП предусматривают:
- для контроля эффективности ЭХЗ с возможностью измерения защитного потенциала "сооружение - земля";
- для контроля состояния переходов газопроводов под автомобильными и железными дорогами с целью определения наличия (отсутствия) контакта "труба - футляр".
5.6.25 КИП должны отвечать следующим положениям:
- подключение к газопроводу двужильным кабелем в двух разных точках, при этом каждая из жил должна иметь отдельную точку подключения к газопроводу;
- каждая жила должна иметь маркировку и отдельную клемму на клеммном щитке КИП;
- кабель для КИП должен быть гибким, иметь медные токоведущие жилы и двойную изоляцию.
5.6.26 Установку КИП предусматривают над осью газопровода со смещением от нее не более 0,2 м от точки подключения к газопроводу контрольного провода. В случае расположения газопровода на участке, где эксплуатация КИП затруднена, их установку предусматривают в удобных для эксплуатации местах, но не далее 50 м от точки подключения контрольного провода к газопроводу.
5.6.27 КИП на газопроводе, как правило, устанавливают:
- на каждом километре (не реже чем через 500 м при пересечении трубопроводом зоны действия блуждающих токов или грунтов с высокой коррозионной агрессивностью);
- в точках подключения дренажного кабеля к газопроводу;
- в местах максимального сближения газопровода с анодным заземлителем;
- в местах изменения направления (углов поворота) газопровода;
- у площадок кранов узлов запуска и приема;
- у переходов через естественные и искусственные преграды, при этом выводы предусматривают с обоих концов футляра и газопровода в нем;
- в местах пересечения газопровода с другими трубопроводами, но не далее 10 м от пересечения;
- на границах заданных зон защиты установок ЭХЗ;
- на участках пересечения газопроводов с ВЛ электропередач свыше 1 кВ.
5.6.28 Электроснабжение УКЗ газопроводов предусматривают от существующих линий электропередач напряжением 0,4 или 10 (6) кВ или проектируемых вдоль трассовых линий.
5.6.29 Вдольтрассовую ВЛ электропередач проектируют при отсутствии или низкой надежности существующих источников питания.
5.6.30 Электроснабжение УКЗ газопроводов осуществляют по II-й категории надежности.
5.6.31 С целью обеспечения эффективности ЭХЗ газопроводов в проектной документации предусматривают установку электроизолирующих вставок.
5.6.32 На переходах через водные преграды при меженном горизонте 75 м и более на одном из берегов предусматривают установку катодной защиты, которую размещают не ниже отметок горизонта высоких вод (за границей 10%-ной обеспеченности), но на расстоянии не более 1 км от уреза воды. Необходимость размещения установок катодной защиты на обоих берегах определяют при проектировании подводного перехода.
5.6.33 Для подводных переходов шириной меженного горизонта менее 75 м дополнительные средства ЭХЗ не предусматривают.
5.6.34 Конструкцию выходов газопровода из земли определяют в проектной документации.
5.6.35 Выход газопровода из земли выполняют с установкой футляра на газопроводе или без футляра.
5.6.36 При проектировании выхода газопровода из земли без футляра на надземную и подземную части газопровода наносят изоляционное покрытие, обеспечивающее его защиту от атмосферной, подземной коррозии и устойчивости к отслаиванию при катодной защите.
5.6.37 Участки подземного и надземного газопроводов, примыкающие к выходу газопровода из земли, защищают соответствующими защитными покрытиями (надземные участки - от атмосферной коррозии, подземные участки - от почвенной коррозии и блуждающих токов) с перекрытием изоляцией вертикальной части выхода газопровода из земли не менее 200 мм.
5.6.38 При проектировании выхода газопровода из земли с использованием футляра от механических повреждений защитное покрытие надземной и подземной частей газопровода в футляре должно соответствовать защитному покрытию подземного газопровода.
5.6.39 Для исключения соприкосновения газопровода со стенками футляра нижний и верхний зазор между ними заделывают уплотняющим материалом, стойким к внешним воздействиям.
5.6.40 Футляр защищают от атмосферной коррозии нанесением на его наружную поверхность лакокрасочного покрытия в соответствии с СП 28.13330.2012, подземная часть - с изоляционным покрытием усиленного типа.
5.6.41 Зазор между концом футляра и трубой на надземной части выполняют из эластичного, водостойкого материала, устойчивого к знакопеременным температурам, грибовидной формы, обеспечивающей герметичность от попадания влаги и других посторонних предметов.
5.6.42 Длину надземной части футляра (при его наличии) и изоляции надземной части газопровода (при отсутствии футляра) принимают на 20 см выше устойчивого снежного покрова, и на всю длину подземной части футляра.
Подписаться на обновления