Защита стальных футляров на газопроводе

Обновлено: 04.02.2023

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 "Межгосударственная система стандартизации. Основные положения" и ГОСТ 1.2-97 "Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Порядок разработки, принятия, применения, обновления и отмены"

1 РАЗРАБОТАН Техническим комитетом по стандартизации ТК 214 "Защита изделий и материалов от коррозии" (ГУП Ордена Трудового Красного Знамени Академия коммунального хозяйства им. К.Д.Памфилова, ГУП ВНИИжелезнодорожного транспорта, ФГУП "ВНИИстандарт")

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол N 27 от 22 июня 2005 г.)

4 В настоящем стандарте учтены основные нормативные положения Руководства ИСО/МЭК 21:1999 "Принятие международных стандартов в качестве региональных или национальных стандартов".

5 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 25 октября 2005 г. N 262-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 9.602-2005 введен в действие непосредственно в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 января 2007 г.

Введение

Подземные металлические трубопроводы, кабели и другие сооружения являются одной из самых капиталоемких отраслей экономики. От их нормального, бесперебойного функционирования зависит жизнеобеспеченность городов и населенных пунктов.

Наибольшее влияние на условия эксплуатации и срок службы подземных металлических сооружений оказывает коррозионная и биокоррозионная агрессивность окружающей среды, а также блуждающие постоянные токи, источником которых является рельсовый электрифицированный транспорт, и переменные токи промышленной частоты.

Воздействие каждого из указанных факторов и тем более их сочетания может в несколько раз сократить срок службы стальных подземных сооружений и привести к необходимости преждевременной перекладки морально не устаревших трубопроводов и кабелей.

Единственно возможным способом борьбы с этим негативным явлением является своевременное применение мер по противокоррозионной защите стальных подземных сооружений.

В настоящем стандарте учтены новейшие научно-технические разработки и достижения в практике противокоррозионной защиты, накопленные эксплуатационными, строительными и проектными организациями.

В настоящем стандарте установлены критерии опасности коррозии и методы их определения; требования к защитным покрытиям, нормативы их качества для разных условий эксплуатации подземных сооружений (адгезия изоляции к поверхности трубы, адгезия между слоями покрытий, стойкость к растрескиванию, стойкость к удару, стойкость к УФ-радиации и др.) и методы оценки качества покрытий; регламентируются требования к электрохимической защите, а также методы контроля эффективности противокоррозионной защиты.

Внедрение настоящего стандарта позволит увеличить срок службы и надежность эксплуатации подземных металлических сооружений, сократить расходы на их эксплуатацию и капитальный ремонт.

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает общие требования к защите от коррозии наружной поверхности подземных металлических сооружений (далее - сооружения): трубопроводов и резервуаров (в том числе траншейного типа) из углеродистых и низколегированных сталей, силовых кабелей напряжением до 10 кВ включительно; кабелей связи и сигнализации в металлической оболочке, стальных конструкций необслуживаемых усилительных (НУП) и регенерационных (НРП) пунктов линий связи, а также требования к объектам, являющимся источниками блуждающих токов, в том числе электрифицированному рельсовому транспорту, линиям передач постоянного тока по системе "провод-земля", промышленным предприятиям, потребляющим постоянный ток в технологических целях.

Стандарт не распространяется на следующие сооружения: кабели связи с защитным покровом шлангового типа; железобетонные и чугунные сооружения; коммуникации, прокладываемые в туннелях, зданиях и коллекторах; сваи, шпунты, колонны и другие подобные металлические сооружения; магистральные трубопроводы, транспортирующие природный газ, нефть, нефтепродукты, и отводы от них; трубопроводы компрессорных, перекачивающих и насосных станций, нефтебаз и головных сооружений нефтегазопромыслов; установки комплексной подготовки газа и нефти; трубопроводы тепловых сетей с пенополиуретановой тепловой изоляцией и трубой-оболочкой из жесткого полиэтилена (конструкция "труба в трубе"), имеющие действующую систему оперативного дистанционного контроля состояния изоляции трубопроводов; металлические сооружения, расположенные в многолетнемерзлых грунтах.

Способы защиты газовых сетей от коррозии

В Москве в ноябре 1865 года начал работу газовый завод с разветвленной сетью подземных газопроводов. До 1930 года газопроводы строились из чугунных труб, в последующие годы и до настоящего времени большую часть газораспределительной сети составляют стальные газопроводы.

Начало строительства газопроводов из стальных труб и электрификация железных дорог московского узла совпали с одновременным ростом протяженности трамвайных путей, что привело к появлению коррозионных повреждений на стальных газопроводах, вызываемых блуждающими токами.

С ростом протяженности стальных газопроводов происходил и рост числа коррозионных повреждений на них. Коррозионные повреждения имеют свой особенный характер. В упрощенном виде это понятие определяется как самопроизвольное разрушение (окисление) металлов. Среда, в которой металл подвергается коррозии (коррозирует), называется коррозионной, или агрессивной.

Процесс самопроизвольного разрушения металлов при их химическом, электрохимическом или биохимическом взаимодействии с окружающей средой раскрывает смысл термина «коррозия».

Электрохимическая коррозия – основная причина всех коррозионных повреждений стальной газораспределительной сети Москвы. Для ее защиты от разрушающего воздействия электрохимической коррозией ГУП «Мосгаз» осуществляет комплекс мероприятий. Их цель – свести к минимуму коррозионные отказы в цикле бесперебойного газоснабжения потребителей города. Для этого в 1962 году было создано Управление по защите газовых сетей от коррозии, и силами треста «Мосгаз» построены 32 защитные установки.

Сегодня из 3963 км подземных стальных газопроводов защищено 3183 км. Защита обеспечивается 3462-я установками электрохимической защиты, в том числе катодными (3201 уст.), протекторными (147 уст.) и дренажными (114 уст.).

В конструкции вышеперечисленных установок защиты стальных газопроводов от электрохимической коррозии использованы электрические методы защиты, основанные на изменении электрохимических свойств металла под действием поляризующего тока, чаще всего катодной поляризации (катодные электрозащитные установки).

В работе протекторных электрозащитных установок (ЭЗУ) применен механизм защиты, из которого следует, что если два металла поместить в раствор электролита (в простую или подсоленную воду, а в нашем случае в грунт, где уложен газопровод), то один из них, а именно более активный, начнет испускать электроны и присоединять к образовавшимся ионам гидроксильные группы (ОН) из раствора электролита, а другой, менее активный, будет принимать электроны, присоединяя их к своим ионам. В результате более активный металл – анод (протектор) – будет окисляться, а менее активный (наш газопровод) – катод – восстанавливаться. Таким образом анод будет защищать катод.

Дренажные ЭЗУ применяются для борьбы с блуждающими токами. Сущность их работы заключается в том, что после выявления на газопроводе опасной анодной зоны защищаемый газопровод соединяют с источником блуждающих токов (например, с трамвайной или железнодорожной рельсой). В этом случае ток будет возвращаться к своему источнику по металлу, что исключает процесс коррозии.

Академией коммунального хозяйства им. Памфилова разработаны следующие критерии оценки эффективности работы ЭЗУ:

- плотность тока характеризует скорость электрохимического процесса и определяет отношение силы тока, натекающего или стекающего с электрода, к его поверхности. Единица измерения – А/м 2 , мА/см 2 . Прямые измерения плотности тока в случае защиты газопроводов не проводятся;

- электродный потенциал (просто потенциал). В электрохимии принято измерять разность потенциалов между интересующим объектом (нашим газопроводом) и неполяризующим электродом сравнения. Неполяризующийся – это такой электрод, потенциал которого не меняется при прохождении через него тока. Потенциал электрода сравнения принято считать практически постоянным, независимо от условий измерения.

Газопровод находится под защитой, если величина его поляризационного потенциала лежит в пределах от -0,85 до -1,15 В относительно неполяризующегося электрода сравнения (МСЭС) или в менее точном выражении, измеряя суммарный потенциал, то его величина должна лежать в пределах от -0,9 до -2,5 В. Стационарный (бестоковый) потенциал стали в грунте принят условно за -0,7 В, хотя более характерное его значение равно -0,55 В. Таким образом, если величина измеренного потенциала меньше -0,7 В по абсолютной величине, то стальной газопровод находится в анодной зоне и подвергается ускоренному разрушению.

На сегодня в анодной зоне без электрохимической защиты еще эксплуатируются отдельные участки стальных газопроводов. Именно на этих подземных газопроводах в 2003 году было наибольшее число сквозных коррозионных повреждений.

Таким образом, чтобы хорошо защищать газопроводы, необходимо:

1. Проектировать строительство новых ЭЗУ и избавиться от разрушающего воздействия анодных зон.

2. Проектировать и проводить своевременную реконструкцию существующих ЭЗУ.

3. Точно измерять величину защитного потенциала, определяющего, в защите или нет наш газопровод. (Справка: наиболее точные измерения производят прибором ПКИ-03, выпускающимся в Санкт-Петербурге).

4. Самым важным является своевременное, оперативное реагирование на изменяющуюся, динамически развивающуюся инженерную структуру московского городского мегаполиса, так как под асфальтом городских улиц, кроме наших газопроводов, проложены сотни километров тепловых сетей, водопровод, канализация, кабели Мосэнерго, кабели связи, телефонные кабели и другие коммуникации. Кабели связи, водопровод защищаются своими ЭЗУ. В этой ситуации возникает так называемое вредное влияние – разрушение металла газопровода по причине электрохимической коррозии за счет наведенной анодной поляризации от катодно защищенных кабелей связи или водопровода.

Для обеспечения такого оперативного реагирования нужно создать информационную базу по всем коммуникациям и сетям, нанесенным на электронную картографическую основу Москвы (Arcinfo или ей подобные). Эта база должна разрабатываться ведущими специалистами и периодически обновляться ими. Все изменения в нее вносятся на ЭВМ и передаются на места производства работ на магнитных носителях. Выверенные в производственных управлениях газораспределительные сети с сооружениями и другими данными выполняются автоматизированным способом в цветной графике на бумажных носителях, а не в ручную на кальке, как это делается сегодня, и периодически обновляются. При наличии такой информации можно оперативно принимать правильные технические решения по ликвидации отказов в газоснабжении и осуществлять их в минимально короткие сроки.

Все стальные газопроводы, уложенные в землю, имеют изоляционные покрытия, ограничивающие прямой контакт металла с грунтовым электролитом. Эти покрытия должны:

• быть химически стойкими в грунте;

• быть механически прочными;

• иметь хорошую адгезию к поверхности металла и к изоляционному покрытию (в случае проведения ремонтно-восстановительных работ);

• быть гладкими, иметь минимальную пористость;

• обладать минимальным водопоглащением;

• иметь высокие диэлектрические свойства;

• сохранять свои свойства в рабочем интервале температур при хранении и эксплуатации;

• иметь достаточный срок хранения, в течение которого не происходит потери вышеуказанных свойств;

• быть технологичными, т. е. процесс их нанесения должен быть достаточно несложным;

Согласно современным требованиям газопроводы разрешается строить только из труб, покрытых изоляцией в заводских условиях. В полевых условиях на газораспределительных сетях при ремонтных работах допускается производить изоляцию сварных стыков, фасонины и сооружений.

В июне 2004 года ГУП «Мосгаз» завершило испытания новой изоляционной ленты «Пирма» с улучшенными в сравнении с применяемой лентой «Литкор» адгезионными свойствами при нанесении ее на газопроводы в зимний период и увеличенным сроком хранения. Лента применяется с целью повышения качества ремонтных работ, связанных с восстановлением изоляционных покрытий на стальных подземных газопроводах, а также на участках стыковки действующих с вновь построенными газопроводами, имеющими разные виды покрытий (например, мастичное и полимерное). Проведена отработка технологии нанесения покрытия из полимерно-битумной ленты «Пирма», выпускаемой ЗАО «Промизоляция» по ТУ 2245-003-48312016-03 для ремонта и реконструкции подземных трубопроводов коммунального назначения.

Значительная часть газопроводов городской газораспределительной сети эксплуатируется от 40 и более лет. Для определения технического состояния и установления ресурса их дальнейшей эксплуатации Госгортехнадзором России разработана методика технического диагностирования газопроводов РД 12-411-01.

Предложенная методика РД 12-411-01 для оценки скорости протекания процессов коррозии (разрушения газопроводов) использует расчет по сложным математическим формулам. Она строится на оценке состояния трубы (толщины стенки газопровода, твердости, наличия зон механических напряжений, следов коррозионных повреждений и т. д.), изоляционного покрытия газопровода, коррозионной агрессивности грунта на участке газопровода длиной 1,5 м в отдельно вырытом шурфе. На основании этого рассчитывается ресурс всего участка газопровода. Учитывая статистику коррозионных отказов, практики-эксплуатационщики и часть научных специалистов в этой области показывают, что отказы в основном вызывает локальная коррозия. Ее возникновение имеет случайный стохастический характер и, учитывая изменения в состоянии эксплуатации газопровода (например, введение ЭХЗ, несанкционированные раскопки и др.), достоверно рассчитать скорость коррозии практически невозможно.

Более достоверную информацию состояния металла трубы внутренней и наружной поверхности дает магнитометрический метод протяжки внутритрубного снаряда профессора А. А. Абакумова. Московская городская газораспределительная сеть состоит из множества разветвленных участков разных диаметров со множеством газовых сооружений на них, затрудняющих прохождение снаряда. Кроме того, для ввода в газопровод и вывода из него снаряда необходимо минимум два котлована, прекращение газоснабжения, проведение газорезочных и сварочных работ. Это дорогой метод. Для специфики московской городской газовой сети он не подходит.

В настоящее время на газопроводах ГУП «Мосгаз» проходит технологическую отработку другой, бесконтактный, магнитоэлектрический метод диагностики ООО НТЦ «Транскор-К», автором которого является С. И. Камаева. Как утверждают научные сотрудники Академии коммунального хозяйства им. Памфилова, результаты диагностики этим методом должны быть проверены шурфованием выявленных мест повреждений. В противном случае оценить достоверность этого метода не представляется возможным.

Применение бесконтактного магнитоэлектрического метода (при подтверждении его точности) позволит приблизиться к объективному диагностированию и предотвращению коррозионных отказов. Необходимо продолжать поиск современных технологий диагностирования и приборов.

Для обеспечения бесперебойного и безопасного газоснабжения потребителей ГУП «Мосгаз» проводит плановое профилактическое обслуживание газораспределительной сети города. Метан, используемый для приготовления пищи и тепла, опасен, когда выходит из под контроля. Он горюч, а в соединении с воздухом взрывоопасен.

Для обнаружения утечек газа, повреждений изоляции на газопроводах в ГУП «Мосгаз» создано Управление СМНУ, в состав которого входят лаборатория дефектоскопии и лаборатория неразрушающего контроля.

Успешность работы этих лабораторий напрямую зависит от уровня квалификации специалистов-дефектоскопистов и технических характеристик применяемой приборной техники. Рост точности, чувствительности, многофункциональности приборной техники прямопропорционален росту ее стоимости. Много новых приборов предлагается российскими производителями. Перед тем как начать использование, новые приборы подвергаются метрологической проверке. Ведется подробное обсуждение с разработчиками конструктивных элементов и технических характеристик, приемлемых и необходимых для наших условий работы. Так, например, сигнализатор кислорода СК-1, производитель НПП ООО «Астра» г. Климовск, предназначенный для определения содержания кислорода в колодцах, шахтах, коллекторах, дорабатывается по нашему предложению для определения концентрации метана и угарного газа.

Большую часть газораспределительной сети города составляют наружные стальные газопроводы, прокладываемые на воздушных опорах и опорах зданий. Это порядка 3361 км. Эти газопроводы располагаются на открытом воздухе круглый год и требуют защиты от атмосферной коррозии. Узкими местами здесь являются участки газопровода, находящиеся в футляре и лежащие на опорах, зафиксированные хомутами. В этих случаях повреждения происходят за счет щелевой коррозии в тех местах, где постоянно высокая влажность и доступ кислорода, электрохимической коррозии в месте контакта стального футляра с газопроводом. Для борьбы с этими видами коррозии применяют окрашивание надземных газопроводов.

Главное в получении качественного лакокрасочного слоя – тщательная подготовка поверхности – зачистка, желательно обезжиривание и грунтовка. В настоящее время после 3 лет испытаний на объектах ГУП «Мосгаз» для использования принята технология НПК «Вектор». Окрашивание осуществляется одним слоем грунта «Вектор-1025» и после по грунту наносится один слой эмали ПФ-115. Такой способ при новом строительстве позволит производить следующее окрашивание через 6 лет вместо 3-х при нанесении двух слоев эмали ПФ-115.

На двух объектах ГУП «Мосгаз» внедрена новая конструкция на месте пересечения газопровода со стеной здания. Новая конструкция, предложенная рационализатором, позволяет исключить контакт газопровода с футляром, а новый способ заделки места выхода газопровода из стены здания – развитие щелевой коррозии. В настоящее время осуществляется мониторинг этих объектов.

Новая конструкция ЗАО НПК «Вектор» заделки наружного края футляра цокольного ввода с газопроводом предотвращает развитие щелевой коррозии, удобна для проведения работ на уже построенных газопроводах. Принята к применению параллельно со старой технологией (до заливки футляра битумом) со второй половины 2004 года.

Стремительный рост и появление на рынке новых антикоррозионных красок требует постоянного проведения работ по экспериментальному окрашиванию образцов газопроводов на полигоне ГУП «Мосгаз». Эти работы должны проводиться в три этапа:

• сравнительный анализ технических характеристик и цены по отношению к применяемой краске и другим предлагаемым образцам;

• наличие или возможность представления технологической документации и подтверждения проведения климатических испытаний;

• демонстрационное нанесение с составлением двустороннего акта. Этот вопрос находится на стадии отработки.

В заключение хочется отметить, что основными мероприятиями по снижению коррозионных повреждений на газовых сетях являются:

• замена, реконструкция проработавших эксплуатационный срок газопроводов;

• капитальный ремонт, новое строительство средств ЭХЗ;

• обязательное финансирование работ по реконструкции средств ЭХЗ газопроводов в первую очередь высокого и среднего давлений, газопроводов всех давлений, эксплуатирующихся в анодной зоне;

• внедрение автоматизированной системы управления защитой газопроводов от коррозии и системы контроля их технического состояния по значениям защитного потенциала с целью повышения надежности системы и снижения эксплуатационных расходов по обслуживанию газораспределительных сетей;

• создание единой информационной базы по всем коммуникациям и сетям, нанесенным на электронную картографическую основу Москвы (Arcinfo или ей подобные);

• постоянное повышение уровня квалификации руководителей и специалистов, поиск и внедрение передовых, энергосберегающих, высокоэффективных технологий и технических решений, обмен опытом с российскими и зарубежными аналоговыми предприятиями;

• повышение престижа работника ГУП «Мосгаза», его материальной обеспеченности и социальной защищенности.

Защита стальных футляров на газопроводе

Может кинете ссылку где можно узнать как это выглядит? И что это такое? Из чего состоит и как работает.


Насчет ссылки-облом. Я не знаю где в интернете можно почитать о электрохимзащите.
Выглядит станция ЭХЗ как металлический ящик в котором внутри находится трансформатор с выпрямителем и устройством для регулирования выходного напряжения (тока). Одним полюсом (-) выпрямитель подключается к газопроводу, другим (+) - к анодному (защитному) заземлению.
Защитное заземление располагается где-нибудь в сторонке (50-100м) от газопровода и состоит из нескольких (5-10-20) электродов закопанных в землю.
При коррозии обычной железяки в грунте появляется разность потенциалов между грунтом и самой железякой. Это потому что ионы железа соединяются с ионами кислорода. Мы подаем напряжение обратной полярности между железом и землей, ионы кислорода не могут подойти к железяке т.к. она имеет тот же потенциал что и они, а одинаковые заряды отталкиваются. Железяка (наш газопровод) не ржавеет. При этом усиленно ржавеет анодное заземление, но его можно заменить, а газопровод останется целым и невредимым. Так это работает.
Все параметры ЭХЗ (необходимый ток, напряжение выпрямителя, зона защиты) рассчитываются по утвержденной методике. До 1997г в Украине это был документ РДИ204УССР 067-88, сейчас есть новая инструкция. Думаю и в России есть подобные документы (я их не знаю).
Вообще это хороший кусок работы, рассчитать все и запроектировать. Надо быть больше электриком чем газовиком. В 1990г я целый месяц просидел в Киеве на курсах повышения квалификации, где спецы по заданию Минжилкомунхоза учили нас проектировать ЭХЗ.


Прошу прощения, случайно наткнулась (я начинающий проектировщик).. думаю, может помогут))) вот у меня такая проблема: переделывала проект газопровода (новая прокладка).. приходиться переделывать и ЭХЗ (совсем электричество не понимаю), пытаюсь врубиться в смысл того, что уже есть.. чем больше понимаю, тем больше вопросов, таких как:
1. кроме футляра в каких еще коммуникациях устанавливаются контактые устройства (у меня после выхода газопровода из Футляра.. он проходит над трубами водопровода и канализации, и под СЦТС и НЭСК кабелями.. в общем место плотно напичканное коммуникациями) и куда их еще ставить на газопроводе кроме самого приближенного места к АЗ и футляров?
2. какое расстояние между электродами анодного заземления?
3. какое-нить оборудование ставиться в месте врезке.. (у меня проходят 2 сущ. газопровода..между ними я уже есть электроперемычка)?
4. в результате изменения прокладки газопровода появился еще 1 футляр. мне в схеме эти 2 футляра последовательно или параллельно подключать к минусу Преобразователя катодной защиты?

защита футляров п. 4.8 СНиП 42-01-2002
см.п 8.6. СП42-102 ". При защите трубы и футляра средствами ЭХЗ труба и футляр соединяются через регулируемую перемычку."

защита футляров п. 4.8 СНиП 42-01-2002
см.п 8.6. СП42-102 ". При защите трубы и футляра средствами ЭХЗ труба и футляр соединяются через регулируемую перемычку."

Не всегда, есть и исключения -ГОСТ 9.602-2005
7.4 Допускается не предусматривать электрохимическую защиту стальных вставок длиной не более 10 м на линейной части полиэтиленовых газопроводов, участков соединений полиэтиленовых газопроводов со стальными вводами в дома (при наличии на вводе электроизолирующих соединений),стальных футляров с изоляцией весьма усиленного типа длиной не более 10 м.

Можно поставить блоки БДР ставропольских заводов "Радиосигнал" и "Энергомера"

У меня сложилось впечатление, что ни на один из моих вопросов так и не ответили (как труба и футляр соединяются я уже вычитала).
у меня есть схема, на которой слева направо изображено КУ, электроперемычка между 2-мя сущ. газопроводами, далее 2 КУ подсоединенные в 2-м концам футляра (1 из концов еще к БДР подсоединен), от 1 КУ идет провод до "-" Преобразователя, а к "+" его подключено КУ АЗ (вот как то так)..
Вот у меня между появляется еще 1 футляр. как его включить в схему подключения?
ну и соответственно вопрос о остается окрытым: Кроме футляра в каких еще коммуникациях устанавливаются контактые устройства (у меня после выхода газопровода из Футляра.. он проходит над трубами водопровода и канализации, и под СЦТС и НЭСК кабелями.. в общем место плотно напичканное коммуникациями) и куда их еще ставить на газопроводе кроме самого приближенного места к АЗ и футляров?

Пришлите, пожалуйста, пример раздела проекта по защите газопровода от коррозии

Насчет ссылки-облом. Я не знаю где в интернете можно почитать о электрохимзащите.
Выглядит станция ЭХЗ как металлический ящик в котором внутри находится трансформатор с выпрямителем и устройством для регулирования выходного напряжения (тока). Одним полюсом (-) выпрямитель подключается к газопроводу, другим (+) - к анодному (защитному) заземлению.
Защитное заземление располагается где-нибудь в сторонке (50-100м) от газопровода и состоит из нескольких (5-10-20) электродов закопанных в землю.
При коррозии обычной железяки в грунте появляется разность потенциалов между грунтом и самой железякой. Это потому что ионы железа соединяются с ионами кислорода. Мы подаем напряжение обратной полярности между железом и землей, ионы кислорода не могут подойти к железяке т.к. она имеет тот же потенциал что и они, а одинаковые заряды отталкиваются. Железяка (наш газопровод) не ржавеет. При этом усиленно ржавеет анодное заземление, но его можно заменить, а газопровод останется целым и невредимым. Так это работает.
Все параметры ЭХЗ (необходимый ток, напряжение выпрямителя, зона защиты) рассчитываются по утвержденной методике. До 1997г в Украине это был документ РДИ204УССР 067-88, сейчас есть новая инструкция. Думаю и в России есть подобные документы (я их не знаю).
Вообще это хороший кусок работы, рассчитать все и запроектировать. Надо быть больше электриком чем газовиком. В 1990г я целый месяц просидел в Киеве на курсах повышения квалификации, где спецы по заданию Минжилкомунхоза учили нас проектировать ЭХЗ.

А не подскажите ли, господа специалисты, написано ли где то в нормативных документах на расчет эл. хим защиты при каких потенциалах можно не предусматривать эту эл. хим защиту? К примеру при малых блуждающих токах менее 50 мВ, их в расчет можно не принимать. Не подскажите где можно что то подобное посмотреть?
.

Для начала стоит посмотреть ГОСТ 9.602-2005. В нем есть критерии необходимости ЭХЗ.
Кстати, для стальных газопроводов ЭХЗ должна быть ВСЕГДА. Хотя я могу ошибаться.

А не подскажите ли, господа специалисты, написано ли где то в нормативных документах на расчет эл. хим защиты при каких потенциалах можно не предусматривать эту эл. хим защиту? К примеру при малых блуждающих токах менее 50 мВ, их в расчет можно не принимать. Не подскажите где можно что то подобное посмотреть?
У меня есть 30 метров подземного газопровода от резервуаров СУГ, есть блуждающие токи (не могу понять большие или нет), не хочется делать электрохимзащиту.

Защиту предусматривают при наличии опасного влияния блуждающих токов. Влияние определяется по п.п. 4.7, 4.8 ГОСТ 9.602-2005


Вы правы, стальные всегда. Затем подвод к объекту через ИФС (изолирующий фланец, для самых грамотных), который исключает заземление станции ЭХЗ на заземлённое газопотребляющее оборудование.

30 метров подземного стального в любом случае придётся защищать средствами ЭХЗ, независимо от наличия и величины блуждающих токов


если длина больше 10 м. На пересечениях с сетями протяженность футляра меньше 10 м, как правило, - ЭХЗ не треба.

Я хотела уточнить, что речь идет о защите внутренней поверхности емкости. В ней находится вода. Ёмкость ржавеет внутри.

Чтоб не создавать новую тему, спрошу здесь.
Подскажите, пожалуйста! В каком документе указано, что на корпус станции эхз должен наноситься знак безопасности, название и телефон эксплуатирующей организации? Где я это вычитывал, но хоть убей не помню где.

Добрый день!Первый раз делаю ЭХЗ.Подскажите с некоторыми вопросами.В проекте выполнен вынос стального газопровода.По ТУ нужно установить КИП.В местах где на газопроводе заложен стальной футляр установить еще и БДР.КИП с ковером.Поэтому БДР нужно установить на поверхности земли на фундаменте.Вопросы:
1.нужно ли заземлять БДР.Если да то чем и как?
2.какой кабель должен идти от трубопровода на БДР и от БДР до футляра?
3.какие материалы закладываются в специф?
4.что включается в объем работ по монтажу КИП и БДР?
Спасибо.

Что за хулиганство - тут написали, рядом тему создали?
Посмотрите серии 5.905-17 и 5.905-32, они в инете есть. Там прорисованы такие узлы.
Ещё хорошо всё расписано и расчерчено в альбоме УПР.ЭХЗ-01-2007.

Ребят, проектируется автодорога. Есть три газопровода, пересекающие автодорогу. Дали задание на реконструкцию этих газопроводов, чтобы пересекать проектируемую дорогу под прямым углом.
1й газопровод стальной, футляр ПЭ (60м).
2й и 3й - ПЭ газопроводы со стальными футлярами (по 60м).
Необходимо ли предусматривать средства ЭХЗ?

сп 62.13330: 4.8 Металлические газопроводы должны быть защищены от коррозии.
Защита подземных и наземных с обвалованием стальных газопроводов, резервуаров СУГ, стальных вставок полиэтиленовых газопроводов и стальных футляров на газопроводах от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами - в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602.
сп 42-102: 8.6 ЭХЗ стальных вставок на полиэтиленовых газопроводах длиной не более 10 м на линейной части и участков соединений полиэтиленовых газопроводов со стальными вводами в дома (при наличии на вводе электроизолирующих соединений) разрешается не предусматривать. При этом засыпка траншеи в той ее части, где проложена стальная вставка, по всей глубине заменяется на песчаную.
Стальные газопроводы, реконструируемые методом санации с помощью полимерных материалов, подлежат защите на общих основаниях.
Стальные газопроводы, реконструируемые методом протяжки полиэтиленовых труб, подлежат защите на тех участках, где стальная труба необходима как защитный футляр (под автомобильными, железными дорогами и др.).
Стальные футляры трубопроводов под автомобильными дорогами, железнодорожными и трамвайными путями при бестраншейной прокладке (прокол, продавливание и другие технологии, разрешенные к применению) должны быть, как правило, защищены средствами ЭХЗ, при прокладке открытым способом - изоляционными покрытиями и ЭХЗ в соответствии с 8.1. В качестве футляров рекомендуется использовать трубы с внутренним защитным покрытием. При защите трубы и футляра средствами ЭХЗ труба и футляр соединяются через регулируемую перемычку.

Если реконструкция и газопроводы существующие, то ЭХЗ, наверное, присутствуют. Металлические футляры можно заменить на ПЭ (если пройдут по расчету).


По ТУ - сталь. Решил делать протекторную защиту с установкой КИП с БСЗ(Р). В типовых такого решения не нашел, может кто подскажет, сколько кабелей от кожуха к КИПу тянуть: один или два?

Трудно дать совет без знания подробности. Газопровод по назначения бывает подводящий, магистральный. По типу: наземный, подземный, подводный. Отличается по диаметру труб. При проектировании строительства газопровода защита там должна "присутствовать"!

При проектировании нового объекта появилось несколько вопросов по ЭХЗ.
Проектируется в городе стальной подземный газопровод d426, 1950м. Защищается СКЗ.
1. По пути пересекает шлакопровод - 8 стальных труб в одном месте. Как правильно поставить КИП на этом пересечении, сколько блоков совместной защиты и какие перемычки нужны?
2. Пересекает стальные недействующие трубопроводы. Как я понимаю, на таких пересечения КИПы ставить не нужно?
3. Большая часть газопровода идет по грунтовой дороге (вдоль, практически по середине дороги). КИПы в таком случае нужно (можно) выносить с оси газопровода?

Добрый день.
При проектировании новых съездов с трассы пересекаем газопроводы.
Необходимо установить стальные футляры. Защита футляров - через регулируемую перемычку при помощи блоков БДР от катодной установки газопровода.
В связи с этим вопрос
- какой кабель необходим для подключения БДР к газопроводу и футляру;
- сколько каналов в БДР предусмотреть;
- нужно ли дополнительно устройство КИП на футляре или блок БДР как-то заменяет его назначение?

Отдельно раздел ЭХЗ не разрабатывается - потому в таких вот общих чертах нужно включить в спецификацию в ГСН.
Прошу прощения, если неграмотно выражаюсь - не моя стихия.
Спасибо.

Ток для защиты футляра небольшой, для ориентировочного определения можно считать 0,006 А/кв.м защищаемой поверхности, поэтому можно взять практически любое сечение кабеля. Необходима всего одна жила. Я применял кабель ВВГ сечением 2х2,5 кв.мм и соединял обе жилы параллельно. Проблем не было. Две жилы потому что одножильного не нашли.

В БДР нужен один канал на один футляр. Если рядом два футляра - два канала. Хотя ставить БДР - мне кажется очень роскошно. Я бы поставил КИП куда вывел провода от газопровода и футляра и все.

Допонительно КИП не нужен, или КИП, али БДР.

Добрый день. коллеги! Интересует справочник! Зиневич А.М., Глазков В.И., Котик В.Г. Защита трубопроводов и резервуаров от коррозии. М. Недра. 1975 г. есть у кого?

8. Требования к электрохимической защите

8.1.2 Дополнительные требования к электрохимической защите объектов магистральных трубопроводов определены в ГОСТ 25812.

Примечание. Для трубопроводов, транспортирующих углеводороды с давлением среды свыше 1,2МПа (категория 1а) рекомендуется применять требования к электрохимической защите, соответствующие требованиям ГОСТ 25812.

8.1.3 Средства электрохимической защиты, предусмотренные проектом, вводят в действие в зонах опасного влияния блуждающих токов не позднее одного месяца, а в остальных случаях - не позднее трех месяцев после укладки сооружения в грунт. Если предусматриваются более поздние сроки окончания строительства и ввода в эксплуатацию средств электрохимической защиты, то необходимо предусмотреть временную электрохимическую защиту с указанными в настоящем пункте сроками ввода в эксплуатацию.

8.1.4 Сооружения, температура металла которых весь период эксплуатации ниже чем 268К (минус 5°С), не подлежат электрохимической защите, при отсутствии опасного влияния блуждающих и индуцированных токов, вызванных сторонними источниками. Сбор исходных данных о коррозионной ситуации на проектируемом участке сооружения для принятия решения об отказе от применения электрохимической защиты сооружения должен осуществляться в период максимального растепления грунта и его естественного увлажнения.

8.1.5 Допускается не предусматривать электрохимическую защиту стальных вставок, стальных футляров (кожухов) в составе линейной части неметаллических трубопроводов, участков соединений неметаллических газопроводов со стальными вводами в дома (при наличии на вводе электроизолирующих вставок) с защитным покрытием усиленного типа, длиной не более 10м. При этом засыпку траншеи в той ее части, где проложена стальная вставка, по всей глубине заменяют на песчаную.

8.1.6 Для контроля эффективности электрохимической защиты сооружения измеряют потенциалы на защищаемом сооружении в контрольно-измерительных пунктах, на вводах в здания и других элементах сооружения, доступных для проведения измерения.

8.1.7 Места размещения контрольно-измерительных пунктов магистральных трубопроводов определены в ГОСТ 25812. Для остальных сооружений контрольно-измерительные пункты устанавливают с интервалом не более 200м в пределах поселения и не более 500м - вне пределов поселения, в том числе:

- в пунктах подключения дренажного кабеля к сооружению;

- на границах зоны защиты установки катодной защиты и границах зон защиты смежных установок катодной защиты;

- в местах максимального сближения сооружения с анодным заземлителем;

- в местах пересечения с автомобильными дорогами и железнодорожными путями с контролем параметров электрохимической защиты по обе стороны от пересечения;

- в местах подземного расположения электроизолирующих вставок.

Примечание. Для трубопроводов, транспортирующих углеводороды с давлением среды свыше 1,2 МПа (категория 1а) рекомендуется места размещения контрольно-измерительных пунктов определять в соответствии с требованиями ГОСТ 25812.

8.1.8 Измерение поляризационных потенциалов (потенциалов без омической составляющей) проводят следующими методами (см. приложение X):

- метод отключения тока поляризации датчика потенциала (вспомогательного электрода), имитирующего дефект в защитном покрытии;

- метод отключения тока защиты подземного сооружения;

- метод непосредственного измерения потенциала вспомогательного электрода через электролитический ключ, максимально приближенный к вспомогательному электроду.

Примечание. При использовании для измерения любых датчиков потенциала (вспомогательных электродов), рекомендуется определить соотношение размеров датчика (вспомогательного электрода) и среднего значения размеров дефектов защитного покрытия на контролируемом участке сооружения для учета при оценке результатов измерений согласно основным закономерностям теории электрического поля в грунте.

8.1.9 Катодную поляризацию сооружений осуществляют таким образом, чтобы защитные потенциалы металла относительно насыщенного медно-сульфатного электрода сравнения находились между минимальным и максимальным (по абсолютному значению) значениями в соответствии с таблицей 4. Допускается применение других неполяризующихся электродов сравнения с приведением результатов измерения к насыщенному медно-сульфатному электроду сравнения.

Таблица 4. Защитные потенциалы металла сооружения относительно насыщенного медно-сульфатного электрода сравнения

Сооружения и условия их эксплуатации Минимальный защитный потенциал(1) относительно насыщенного медно-сульфатного электрода сравнения(2), В Максимальный защитный потенциал(1) относительно насыщенного медно-сульфатного электрода сравнения(2), В
Поляризационный потенциал (без омической составляющей) Суммарный (с омической составляющей) Поляризационный потенциал (без омической составляющей) Суммарный (с омической составляющей)
Действующие стальные сооружения до их реконструкции(3);
С температурой поверхности (транспортируемого продукта) не выше 40°С
-0,85 -0,9 -1,15 -2,5
С температурой поверхности (транспортируемого продукта) свыше 40°С; сооружения при опасности биокоррозии -0,95 -1,05 -1,15 -3,5
Вновь построенные и реконструированные сооружения:
С температурой поверхности (транспортируемого продукта) не выше 40°С -0,85 - 0,95 -1,2 -3,5
С температурой поверхности (транспортируемого продукта) свыше 40°С, не имеющие теплоизоляции -0,95 -1,05 - 1,1 -3,5

(1) Здесь и далее под минимальным и максимальным значениями потенциала подразумевают его значения по абсолютной величине.

(2) Электроды сравнения обеспечивают стабильность потенциала по отношению к образцовому электроду сравнения по ГОСТ 17792 в пределах ±15мВ.

(3) Показатели относятся к сооружениям, для которых проектными решениями не был предусмотрен контроль поляризационного потенциала. Допускается оценивать защищенность только по величине потенциала с омической составляющей, который для действующих стальных сооружений с температурой поверхности (транспортируемого продукта) не выше 40°С, с покрытием на основе битумной мастики не отрицательнее минус 2,5В относительно насыщенного медно-сульфатного электрода сравнения.

8.1.10 Катодную поляризацию трубопроводов с теплоизоляцией, в том числе тепловых сетей и горячего водоснабжения бесканальной прокладки, а также канальной прокладки при расположении анодного заземления за пределами канала, проводят таким образом, чтобы потенциал с омической составляющей (суммарный потенциал) трубопровода был в пределах от минус 1,1 до минус 2,5В по медно-сульфатному электроду сравнения. При отсутствии защитного изоляционного покрытия на наружной поверхности трубопровода, его потенциал с омической составляющей трубопровода должен находиться в пределах от минус 1,1 до минус 3,5В по медно-сульфатному электроду сравнения.

8.1.11 Катодную поляризацию трубопроводов тепловых сетей и горячего водоснабжения канальной прокладки применяют при расположении анодных заземлений в канале или вне канала. При расположении анодных заземлений в канале потенциал трубопровода, измеренный относительно установленного у поверхности трубы вспомогательного стального электрода, поддерживают на 0,3-0,8В отрицательнее потенциала трубы относительно этого электрода, измеренного при отсутствии катодной поляризации трубы. Измерение потенциала трубопровода при расположении анодного заземления в канале приведено в приложении Ш.

8.1.12 Катодную поляризацию подземных металлических сооружений осуществляют так, чтобы она не оказывала опасного влияния на смежные подземные металлические сооружения. Если при осуществлении катодной поляризации возникнет опасное влияние на смежные подземные металлические сооружения, то необходимо принять меры по его устранению или выполнить совместную защиту этих сооружений.

Примечание. Опасным влиянием катодной поляризации защищаемого сооружения на соседние металлические сооружения в соответствии с 5.11 считают:

- уменьшение по абсолютной величине минимального или увеличение по абсолютной величине максимального защитного потенциала на соседних металлических сооружениях, имеющих электрохимическую защиту;

- появление опасности коррозии на соседних подземных металлических сооружениях, ранее не требовавших защиты от нее.

8.1.13 Для повышения эффективности электрохимической защиты и ограничения опасного влияния на соседние металлические сооружения, а также электрического секционирования трубопроводов, проходящих в зонах воздействия блуждающих токов, необходимо предусматривать электроизолирующие вставки (фланцы, муфты и т.п.) в соответствии с нормативной документацией. Места их установки определяются проектом.

8.1.14 Контроль работы установок электрохимической защиты в эксплуатационных условиях заключается в периодическом осмотре, оценке технического состояния и проверке эффективности их работы. При значительных изменениях, связанных с развитием сети подземных металлических сооружений и источников блуждающих и индуцированных токов, проводят дополнительный контроль.

8.1.15 Контроль непрерывности работы (перерывов в работе) установок катодной защиты должен быть обеспечен с учетом времени на производство плановых регламентных и ремонтных работ в процессе эксплуатации. Перерывы в работе установок катодной защиты допускаются только для проведения плановых работ. Работу по внеплановому ремонту вышедших из строя установок электрохимической защиты классифицируют как аварийную.

8.1.16 Если в зоне действия вышедшей из строя установки электрохимической защиты защитный потенциал трубопровода обеспечивается соседними (смежными) установками защиты (перекрывание зон защиты), то срок устранения неисправности определяется техническим руководителем эксплуатационной организации.

8.1.17 Стальные трубопроводы, реконструируемые методом санирования (облицовки внутренней поверхности трубы) с помощью полимерных материалов, как правило, подлежат защите в соответствии с 8.1.9. Стальные трубопроводы, реконструируемые методом протяжки неметаллических труб, подлежат защите на тех участках, где стальная труба необходима как защитный футляр (под автомобильными, железными дорогами и др.) с учетом 8.1.5.

8.1.18 Стальные футляры (кожухи) трубопроводов под автомобильными дорогами, железнодорожными и трамвайными путями при бестраншейной прокладке (прокол, продавливание и другие технологии, разрешенные к применению), как правило, защищают защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты в соответствии с 6.6 и 8.1.9.

8.1.19 В качестве футляров (кожухов) рекомендуется использовать трубы с внутренним защитным покрытием.

8.1.20 Если обеспечение защитных потенциалов по 8.1.9 на действующих трубопроводах, транспортирующих среды температурой не выше 40°С и длительное время находившихся в эксплуатации в коррозионно-опасных условиях, экономически нецелесообразно, по согласованию с проектной и обследующей организациями допускается применять в качестве минимального поляризационного защитного потенциала трубопровода его значение на 100мВ отрицательнее стационарного потенциала. Стационарный потенциал трубопровода определяют по датчику потенциала (вспомогательному электроду) (см. приложение Щ).

Примечание. Минимальный защитный поляризационный потенциал - более отрицательный, чем минус 0,65В.

8.2 Требования к электрохимической защите при наличии опасного влияния блуждающих токов и индуцированных переменных токов

8.2.1 Защиту стальных подземных трубопроводов от коррозии, вызываемой блуждающими постоянными токами от электрифицированного транспорта, а также переменными токами, в том числе индуцированными от высоковольтных линий электропередач, обеспечивают в опасных зонах, независимо от коррозионной агрессивности грунтов, средствами электрохимической защиты.

8.2.2 Защиту сооружений от опасного влияния блуждающих постоянных токов осуществляют так, чтобы исключить образование на сооружении знакопеременных или стационарных анодных зон.

Допускается кратковременное анодное смещение потенциала сооружения относительно стационарного потенциала, суммарной продолжительностью не более 4 мин в сутки.

8.2.3 Определение смещений потенциала (разность между измеренным потенциалом сооружения и стационарным потенциалом) проводят в соответствии с приложением Д.

Примечание. При отсутствии данных о стационарном потенциале его значение для стали принимают равным минус 0,70В.

8.2.4 В условиях опасного влияния блуждающих постоянных токов при защите стальных трубопроводов и резервуаров с температурой транспортируемого (хранимого) продукта не выше 40°С в грунтах высокой коррозионной агрессивности, трубопроводов оросительных систем и систем обводнения в грунтах средней коррозионной агрессивности, трубопроводов сельскохозяйственного водоснабжения и резервуаров траншейного типа, независимо от коррозионной агрессивности грунтов, средние значения поляризационных и суммарных потенциалов должны быть в пределах, указанных в 8.1.9.

8.2.5 Применение дренажной защиты должно обеспечивать выполнение требований 8.1.9. Если применение поляризованных дренажей неэффективно, то используют катодную защиту, защиту усиленными дренажами или катодную защиту совместно с поляризованным дренажом; электрическое секционирование трубопроводов с применением электроизолирующих вставок.

8.2.6 Подключение дренажных устройств к рельсовым путям производится в соответствии с требованиями НД. Не допускается непосредственно присоединять установки дренажной защиты к отрицательным шинам и к сборке отрицательных линий тяговых подстанций электрифицированного транспорта.

8.3 Требования к протекторной защите

8.3.1 Защиту с использованием протекторов (гальванических анодов) рекомендуется применять при обеспечении токоотдачи единичного протектора не менее 50мА:

- для отдельных участков трубопроводов небольшой протяженности (не имеющих электрических контактов с другими сооружениями) при отсутствии или при наличии опасности блуждающих постоянных токов, если вызываемое ими среднее смещение потенциала от стационарного не превышает плюс 0,3В;

- для участков трубопроводов, электрически отсоединенных от других коммуникаций электроизолирующими вставками;

- при относительно малых расчетных значениях токов (менее или равных 1А);

- как дополнительное средство защиты, когда действующие (предусмотренные проектом) средства электрохимической защиты не обеспечивают защиту отдельных участков трубопроводов;

- для защиты от опасного влияния переменного тока.

8.3.2 Протекторную защиту трубопроводов тепловых сетей и горячего водоснабжения применяют только при их прокладке в каналах с размещением протекторов (гальванических анодов) в канале или непосредственно на поверхности трубопроводов.

Читайте также: