СТО Газпром 2-2.1-249-2008 Магистральные газопроводы
Подождите немного. Документ загружается.
121
15.2.8
Объемы
,
методы
,
нормы
оценки
и
уровни
качества
сварных
соеди
-
нений
должны
устанавливаться
нормативными
документами
ОАО
«
Газпром
»,
регламентирующими
контроль
качества
сварных
соединений
газопроводов
,
в
зависимости
от
категорий
участков
магистрального
газопровода
:
Н
-
Нормаль
-
ная
,
С
-
Средняя
,
В
-
Высокая
.
15.2.9
Для
сварки
магистральных
газопроводов
могут
применяться
:
-
проволоки
сплошного
сечения
,
порошковые
проволоки
,
самозащитные
порошковые
проволоки
для
автоматической
и
механизированной
сварки
;
-
флюсы
для
автоматической
сварки
;
-
защитные
газы
и
их
смеси
для
автоматической
,
механизированной
и
ручной
сварки
;
-
покрытые
электроды
для
ручной
сварки
.
15.2.10
Сварочные
материалы
(
проволоки
,
флюсы
,
защитные
газы
и
их
смеси
)
должны
изготавливаться
в
соответствии
с
требованиями
ГОСТ
,
ТУ
и
иметь
разрешительные
документы
на
их
применение
.
15.2.11
Классификация
сварочных
материалов
приведена
в
приложении
Д
.
15.3 Изделия для балластировки и закрепления магистральных га-
зопроводов на проектных отметках
15.3.1
Для
закрепления
(
балластировки
)
газопроводов
,
прокладываемых
через
водные
преграды
,
на
заболоченных
и
обводненных
участках
должны
предусматриваться
сплошные
утяжеляющие
покрытия
,
утяжеляющие
навесные
и
кольцевые
одиночные
грузы
,
балластирующие
устройства
с
использованием
грунта
.
В
особо
сложных
условиях
Западной
Сибири
и
Крайнего
Севера
при
соответствующем
обосновании
для
балластировки
подводных
переходов
газо
-
проводов
диаметром
1020
мм
и
более
в
русловой
части
,
а
также
в
болотах
до
-
пускается
применять
чугунные
кольцевые
грузы
.
15.3.2
Анкерные
устройства
для
закрепления
магистральных
газопрово
-
дов
на
проектных
отметках
следует
использовать
в
проектах
с
надлежащей
ос
-
торожностью
,
поскольку
удерживающая
способность
анкерных
устройств
оп
-
ределяется
физико
-
механическими
свойствами
грунтов
,
в
которые
погружены
анкерные
устройства
.
Применение
вмораживаемых
анкерных
устройств
допус
-
кается
на
ограниченное
время
до
обеспечения
требуемых
параметров
охлажде
-
ния
транспортируемого
газа
.
15.3.3
Все
изделия
,
применяемые
для
закрепления
газопроводов
,
должны
обладать
химической
и
механической
стойкостью
по
отношению
к
воздействи
-
ям
среды
,
в
которой
они
устанавливаются
.
15.3.4
Навесные
утяжеляющие
одиночные
грузы
должны
изготавливать
-
ся
в
виде
изделий
из
бетона
,
особо
тяжелых
бетона
и
железобетона
и
других
материалов
с
плотностью
не
менее
2200
кг
/
м
3
(
для
особо
тяжелых
бетонов
не
менее
2900
кг
/
м
3
).
122
Каждый
груз
подлежит
маркировке
масляной
краской
с
указанием
массы
и
объема
груза
,
а
грузы
,
предназначенные
для
укладки
в
агрессивную
среду
,
маркируются
дополнительным
индексом
.
Примечание
-
Агрессивность
среды
и
требования
к
защите
бетонных
гру
-
зов
и
сплошного
обетонирования
трубы
определяются
в
соответствии
с
требо
-
ваниями
СНиП
2.03.11-85 [28].
15.3.5
Шаг
утяжеляющих
бетонных
грузов
и
грунтонаполняемых
балла
-
стирующих
устройств
(
полимерноконтейнерных
с
каркасом
и
без
него
)
уста
-
навливается
проектом
.
15.3.6
Кольцевые
одиночные
утяжеляющие
грузы
должны
изготавли
-
ваться
из
чугуна
(
с
учетом
требований
15.3.1),
железобетона
или
других
мате
-
риалов
в
виде
двух
половин
с
плотностью
согласно
15.3.3.
Каждый
полугруз
подлежит
маркировке
масляной
краской
с
указанием
массы
и
наружного
диаметра
газопровода
,
для
которого
предназначен
этот
груз
.
15.3.7
Анкерные
устройства
изготавливаются
из
чугуна
или
стали
,
обес
-
печивающих
механическую
прочность
и
возможность
соединения
их
между
собой
.
15.3.8
Допускается
балластировка
газопроводов
комбинированными
ме
-
тодами
,
включающими
закрепление
газопроводов
грунтом
в
сочетании
с
утя
-
желяющими
одиночными
грузами
,
сплошным
обетонированием
,
а
также
с
гео
-
текстильными
материалами
.
15.4 Теплоизоляционные покрытия
15.4.1
Материал
и
толщина
теплоизоляционного
покрытия
должны
на
-
значаться
на
основе
теплотехнических
расчетов
из
условий
обеспечения
необ
-
ходимой
температуры
транспортирования
газа
.
Проектирование
тепловой
изо
-
ляции
газопроводов
должно
соответствовать
основным
требованиям
СП
41-
103-2000 [29].
15.4.2
Теплоизоляционное
покрытие
газопровода
,
транспортирующего
газ
при
отрицательных
температурах
и
укладываемого
в
траншею
в
пучини
-
стых
грунтах
,
должно
быть
рассчитано
исходя
из
условия
недопущения
про
-
мерзания
окружающего
талого
грунта
вблизи
газопровода
.
15.4.3
В
качестве
теплоизоляционного
покрытия
рекомендуется
приме
-
нять
материалы
,
обладающие
при
низкой
плотности
и
малой
теплопроводности
высокой
прочностью
на
сжатие
,
что
позволяет
устанавливать
покрытие
под
кольцевые
утяжелители
без
дополнительного
усиления
.
Диапазон
рабочих
температур
указанных
материалов
составляет
от
минус
50 °
С
до
75 °
С
.
15.4.4
Материалы
на
основе
экструдированного
пенополистирола
имеют
низкое
водопоглощение
,
устойчивы
к
многократным
циклам
промерза
-
ния
/
оттаивания
.
Материалы
могут
выпускаться
в
виде
плит
,
а
также
кольцевых
сегментов
заданной
толщины
.
123
15.5 Внутренние гладкостные покрытия труб
15.5.1
Внутреннее
гладкостное
покрытие
предназначено
для
снижения
гидравлического
сопротивления
газопроводов
,
а
также
для
защиты
внутренней
поверхности
труб
от
атмосферной
коррозии
на
время
их
транспортировки
,
хра
-
нения
и
выполнения
строительно
-
монтажных
работ
.
15.5.2
Технические
требования
к
внутренним
гладкостным
покрытиям
газопроводов
для
использования
при
проектировании
и
строительстве
новых
газопроводов
определены
в
СТО
Газпром
2-2.2-180.
15.6 Геотекстильные материалы
Геотекстильные
материалы
рекомендуются
к
применению
в
конструкци
-
ях
балластировки
подземных
газопроводов
,
противоэрозионных
конструкциях
и
конструкциях
притрассовых
дорог
и
технологических
проездов
,
и
насыпей
.
Нетканые
синтетические
материалы
применяются
на
участках
слабых
грунтов
для
снижения
неравномерности
осадок
насыпей
,
возводимых
на
сжи
-
маемых
основаниях
.
Для
армирования
грунтов
следует
применять
материалы
из
полимеров
и
стекловолок
на
(
геосетки
и
геокомпозиты
).
Материалы
с
относительным
удлинением
более
15 %
возможно
исполь
-
зовать
только
в
качестве
разделительной
или
дренирующей
прослойки
.
Требования
к
физико
-
механическим
показателям
геосинтетических
мате
-
риалов
приведены
в
таблице
24.
Таблица
24 -
Физико
-
механические
показатели
геосинтетических
мате
-
риалов
Область
применения
Прочность
,
кН
/
м
Удлинение
при
разрыве
, %
Допустимая
потеря
прочности
на
рас
-
тяжение
после
25
циклов
промора
-
живания
-
оттаивания
,
не
бо
-
лее
,
%
Армирование
Не
менее
30
До
15 10
Разделение
Не
менее
15 - 10
Противоэрозионная
за
-
щита
Не
менее
0,5 - 10
Скальный
лист
предназначен
для
защиты
изоляционного
слоя
трубы
при
укладке
газопроводов
в
скальных
и
многолетнемерзлых
грунтах
.
124
Допускается
использование
геотекстильных
материалов
,
прошедших
со
-
ответствующие
испытания
в
установленном
порядке
и
рекомендованных
ОАО
«
Газпром
»
к
применению
.
Требования
к
применяемым
геотестильным
мате
-
риалам
при
проектировании
МГ
должны
соответствовать
СТО
Газпром
2-2.2-
076.
15.7 Термостабилизаторы
Двухфазные
термосифоны
-
термостабилизаторы
-
необходимо
приме
-
нять
при
прокладке
магистральных
газопроводов
в
условиях
криолитозоны
для
обеспечения
несущей
способности
грунтовых
и
свайных
оснований
фундамен
-
тов
зданий
КС
,
крановых
узлов
,
узлов
пуска
и
приема
ВТУ
,
вдольтрассовых
ЛЭП
,
опор
мостов
,
а
также
при
сооружении
и
эксплуатации
притрассовых
до
-
рог
,
для
создания
«
мерзлотных
стенок
»
и
противофильтрационных
завес
,
дамб
,
ледовых
островов
,
дорог
и
переправ
.
16 Защита газопроводов от коррозии
16.1 Защитные покрытия подземных газопроводов
16.1.1
Защита
газопроводов
от
подземной
коррозии
,
независимо
от
кор
-
розионной
агрессивности
грунта
и
района
их
прокладки
,
должна
осуществлять
-
ся
комплексно
:
защитными
покрытиями
и
средствами
электрохимической
за
-
щиты
.
16.1.2
В
зависимости
от
конкретных
условий
прокладки
и
эксплуатации
газопроводов
следует
применять
тот
тип
защитных
покрытий
,
который
указан
в
разрешительной
нормативной
документации
,
согласованной
ОАО
«
Газпром
».
16.1.3
Покрытия
труб
должны
отвечать
требованиям
СТО
Газпром
2-2.3-
130
и
СТО
Газпром
2-2.2-178.
16.1.4
Трубы
с
покрытиями
могут
использоваться
для
строительства
га
-
зопроводов
надземной
прокладки
при
условии
дополнительной
защиты
покры
-
тия
от
воздействия
солнечной
радиации
.
16.1.5
Противокоррозионная
защита
зоны
сварных
монтажных
стыков
изолированных
труб
,
монтажных
и
крановых
узлов
выполняется
материалами
,
уровень
показателей
свойств
которых
максимально
приближены
к
свойствам
основного
покрытия
и
допущенных
к
применению
на
объектах
ОАО
«
Газ
-
пром
».
16.1.6
Для
защиты
от
коррозии
при
строительстве
и
реконструкции
узлов
газопроводов
сложной
конфигурации
и
подключающих
шлейфов
КС
(
ДКС
)
должны
применяться
материалы
заводского
или
трассового
нанесения
,
отве
-
чающие
Техническим
требованиям
[30].
16.1.7
Термореактивные
материалы
для
получения
покрытий
в
заводских
или
трассовых
условиях
нанесения
должны
обеспечивать
выполнение
показа
-
телей
свойств
покрытия
,
приведенных
в
таблице
25.
Таблица
25 -
Технические
требования
к
термореактивным
покрытиям
125
Наименование
показателя
Значение
Метод
испыта
-
ния
1
Внешний
вид
покрытия
Однородная
поверхность
без
пузырей
,
трещин
,
отслоений
,
про
-
пусков
и
других
де
фектов
,
ухудшающих
качество
покрытия
Визуальный
осмотр
2
Диэлектрическая
сплошность
по
-
крытия
.
Отсутствие
пробоя
при
электрическом
напряжении
,
кВ
/
мм
5
Искровой
де
-
фектоскоп
3
Прочность
при
ударе
,
Дж
/
мм
,
не
менее
,
при
температурах
:
ГОСТ
Р
51164,
приложение
А
-
минус
(30±3) °
С
; 5(3)*
- (20±5) °
С
;
- (40±3) °
С
4
Адгезия
к
стали
методом
отрыва
,
МПа
,
для
всех
типов
покрытий
,
не
менее
,
при
температуре
(20±5) °
С
7
ИСО
4624:2002
[31],
ГОСТ
14760
5
Снижение
адгезии
к
стали
после
выдержки
в
воде
в
тече
ние
1000
ч
,
%
от
исходной
величины
,
не
более
,
при
температурах
:
ИСО
4624:2002
[31],
ГОСТ
14760
- (40±3) °
С
(
для
Пк
-40); 30
- (60±3) °
С
(
для
Пк
-60); 40
- (80±3) °
С
(
для
Пк
-80); 50
- (95±3)°
С
(
для
Пк
-100) 50
6
Площадь
отслаивания
покрытия
при
поляризации
,
см
2
,
не
более
:
ГОСТ
Р
51164,
приложение
В
(
схема
В
.4.2)
- (20±5) °
С
30
суток
(
Пк
-40,
Пк
-
60,
Пк
-80,
Пк
-100);
8
- (60±3) °
С
7
суток
(
для
Пк
-40); 10
- (80±3) °
С
7
суток
(
для
Пк
-60); 10
- (95±3) °
С
7
суток
(
для
Пк
-80); 10
- (95±3) °
С
15
суток
(
для
Пк
-100)
10
7
Переходное
сопротивление
по
-
крытия
,
Ом·м
2
,
не
менее
:
-
исходное
(
для
всех
типов
); 10
8
-
после
100
суток
выдержки
в
3
%-
м
растворе
NaCl
при
температу
-
ре
(60±3) °
С
(
для
Пк
-40,
Пк
-60);
10
7
ГОСТ
Р
51164,
приложение
Г
126
-
после
100
суток
выдержки
в
3
%-
м
растворе
NaCl
при
температу
-
ре
(80±3) °
С
(
для
Пк
-80);
10
7
-
после
100
суток
выдержки
в
3
%-
м
растворе
NaCl
при
температу
-
ре
(95±3)°
С
(
для
Пк
-100);
10
7
-
после
100
суток
термостарения
при
(80±3) °
С
и
последующей
вы
-
держки
в
3 %-
м
растворе
NaCl
в
течение
10
су
ток
при
температуре
(60±3) °
С
(
для
Пк
-80);
10
6
ГОСТ
Р
51164,
приложение
Г
-
после
100
суток
термостарения
при
(100±3) °
С
и
последующей
вы
-
держки
в
3 %-
м
растворе
NaCl
в
течение
10
суток
при
темпе
ратуре
(60±3)°
С
(
для
Пк
-100)
10
6
8
С
опротивление
пенетрации
(
вдавливанию
):
-
при
температуре
20 °
С
,
мм
,
не
более
(
все
типы
)
в
%
от
исходной
толщины
:
0,3
-
при
температуре
(40±3) °
С
(
для
Пк
-40);
-
при
температуре
(60±3) °
С
(
для
Пк
-60);
20
20
ГОСТ
Р
51164,
приложение
Е
-
при
температуре
(80±3) °
С
(
для
Пк
-80);
25
-
при
температуре
(100±3) °
С
(
для
Пк
-100)
30
9
Влагопоглощение
(
водопоглоще
-
ние
)
через
1000
часов
, %,
не
более
:
-
при
температуре
(40±3) °
С
(
для
Пк
-40);
5
-
при
температуре
(60±3) °
С
(
для
Пк
-60);
5
ГОСТ
4650
-
при
температуре
(80±3) °
С
(
для
Пк
-80);
8
-
при
температуре
(90±3) °
С
(
для
Пк
-100)
8
10
Прочность
при
разрыве
,
МПа
,
не
менее
,
при
температу
ре
(20±5)
°
С
8 (12)*
ГОСТ
11262
127
11
Относительное
удлин
ение
при
разрыве
, %,
не
менее
,
при
темпера
-
туре
(20±5) °
С
20 (5)*
ГОСТ
11262
12
Стойкость
покрытия
к
отслаи
-
ванию
при
термоциклиро
вании
для
всех
типов
,
количество
циклов
без
отслаивания
и
растрескивания
по
-
крытия
,
не
менее
,
в
интервале
тем
-
ператур
от
минус
(6
0±5) °
С
до
плюс
(20±5) °
С
10**
СТО
Газпром
2-2.3-130-2007,
пункт
12.10
13
Поры
на
срезе
покрытия
,
прове
-
денном
под
углом
(35±5)°
при
3-5-
кратном
увеличении
Отсутствие
пор
на
грани
-
це
между
металлом
и
по
-
крытием
ГОСТ
Р
51164
*
Без
скобок
приведено
значение
показателя
для
покрытий
на
полиурета
-
новой
основе
,
в
скобках
-
для
покрытий
на
эпоксидной
основе
.
**
Только
для
условий
заводского
(
базового
)
и
трассового
нанесения
в
районах
Крайнего
Севера
.
16.1.8
В
зависимости
от
температурных
условий
эксплуатации
газопро
-
вода
наружные
термореактивные
покрытия
делятся
на
четыре
типа
:
-
тип
Пк
-40
предназначен
для
строительства
,
реконструкции
и
капиталь
-
ного
ремонта
линейной
части
магистральных
газопроводов
и
других
объектов
газовой
промышленности
с
максимальной
температурой
эксплуатации
40 °
С
;
-
тип
Пк
-60
предназначен
для
строительства
,
реконструкции
и
капиталь
-
ного
ремонта
КС
и
ДКС
,
магистральных
газопроводов
и
других
объектов
газо
-
вой
промышленности
с
максимальной
температурой
эксплуатации
60 °
С
;
-
тип
Пк
-80
предназначен
для
строительства
,
реконструкции
и
капиталь
-
ного
ремонта
КС
,
ДКС
,
ПХГ
и
других
объектов
газовой
промышленности
с
максимальной
температурой
эксплуатации
80 °
С
;
-
тип
Пк
-100
предназначен
для
строительства
,
реконструкции
и
капи
-
тального
ремонта
КС
,
ДКС
,
ПХГ
и
других
объектов
газовой
промышленности
с
максимальной
температурой
эксплуатации
100 °
С
.
16.1.9
Основные
положения
по
применению
противокоррозионных
по
-
крытий
определяются
условиями
строительства
и
эксплуатации
объекта
газо
-
провода
,
которые
включают
:
-
диаметр
газопровода
;
-
проектную
эксплуатационную
температуру
газопровода
;
-
условия
прохождения
газопровода
;
-
сезонный
график
проведения
строительно
-
монтажных
работ
;
-
условия
транспортировки
и
хранения
монтажных
изделий
для
строи
-
тельства
газопровода
;
-
нормативный
срок
службы
газопровода
.
128
16.1.10
При
проектировании
объектов
ОАО
«
Газпром
»
и
организации
конкурсов
на
поставку
трубных
изделий
с
покрытием
,
проведения
работ
по
на
-
несению
защитных
покрытий
в
трассовых
условиях
и
/
или
поставку
противо
-
коррозионных
материалов
должны
учитываться
существующие
в
ОАО
«
Газ
-
пром
»
технические
требования
или
отраслевые
стандарты
на
данные
виды
про
-
дукции
и
организации
проведения
работ
.
16.1.11
Трубная
продукция
с
противокоррозионным
покрытием
,
проти
-
вокоррозионные
материалы
и
технологические
процессы
их
применения
долж
-
ны
пройти
соответствующую
сертификацию
на
соответствие
существующим
техническим
требованиям
и
отраслевым
стандартам
ОАО
«
Газпром
»
и
иметь
соответствующие
разрешительные
документы
.
ТУ
на
трубы
и
трубную
про
-
дукцию
должны
быть
согласованы
с
ОАО
«
Газпром
».
16.2 Электрохимическая защита подземных газопроводов
16.2.1
Общие
требования
16.2.1.1
Система
ЭХЗ
-
составная
часть
линейной
части
газопровода
,
вы
-
полняющая
следующие
основные
технологические
функции
:
-
обеспечение
эффективной
защиты
газопровода
от
подземной
коррозии
;
-
контроль
эффективности
противокоррозионной
защиты
.
16.2.1.2
Система
ЭХЗ
может
включать
:
-
установки
катодной
защиты
(
в
т
.
ч
.
преобразователи
катодной
защиты
,
анодные
заземления
,
кабельные
и
воздушные
линии
к
точкам
дренажа
и
анод
-
ным
заземлениям
);
-
установки
протекторной
защиты
;
-
установки
дренажной
защиты
;
-
контрольно
-
измерительные
пункты
и
диагностические
пункты
;
-
изолирующие
вставки
;
-
электроперемычки
;
-
устройства
регулирования
защитного
тока
;
-
автономные
источники
электроэнергии
для
катодной
защиты
;
-
средства
телеконтроля
и
телеуправления
УКЗ
и
средства
коррозионного
мониторинга
.
В
зависимости
от
конкретных
условий
эксплуатации
МГ
система
ЭХЗ
может
включать
все
или
некоторые
из
этих
элементов
.
16.2.1.3
Решение
следующих
вопросов
по
ЭХЗ
должно
соответствовать
требованиям
СТО
Газпром
2-3.5-051:
-
необходимость
устройства
катодной
защиты
;
-
степень
защиты
(
поляризации
),
соответствующую
коррозионной
агрес
-
сивности
грунтов
,
температуре
газопровода
и
влиянию
блуждающих
токов
;
-
необходимость
устройства
временной
электрохимической
защиты
в
случае
,
если
по
проекту
основные
средства
ЭХЗ
вводятся
позднее
завершения
строительства
газопровода
.
129
16.2.1.4
Все
проектируемые
элементы
ЭХЗ
газопровода
конструктивно
и
технологически
должны
обеспечивать
минимальный
объем
монтажных
и
пус
-
коналадочных
работ
на
трассе
газопровода
.
16.2.1.5
При
проектировании
ЭХЗ
газопроводов
следует
учитывать
по
-
ложения
ГОСТ
Р
51164,
СТО
Газпром
2-3.5-047
и
СТО
Газпром
2-3.5-051.
16.2.1.6
При
расчете
параметров
ЭХЗ
следует
учитывать
температуру
транспортируемого
газа
(
газопровода
).
На
участках
с
температурой
ниже
278
К
(+5 °
С
)
величина
минимального
защитного
поляризационного
потенциала
со
-
ставляет
0,80
В
по
МСЭ
.
16.2.1.7
В
интервале
температур
газопровода
278
К
(+5 °
С
) - 303
К
(+30
°
С
)
величину
минимального
защитного
потенциала
U
минt
вычисляют
по
форму
-
ле
U
минt
= U
мин18
(1 +
β
u
∆
t); (16.1)
∆
t = t
г
– 18, (16.2)
где
U
мин18
-
минимальный
защитный
потенциал
при
температуре
грунта
18 °
С
(
при
отсутствии
опасности
бактериальной
коррозии
U
мин18
= -0,85
В
по
медно
-
сульфатному
электроду
сравнения
);
t
г
-
температура
грунта
непосредственно
около
стенок
газопровода
, °
С
;
β
u
-
температурный
коэффициент
потенциала
, °
С
-1
(
для
температуры
грунта
0 - 18°
С
β
u
= 0,003;
для
температуры
грунта
18-30 °
С
β
u
= 0,01).
16.2.1.8
При
строительстве
газопровода
до
ввода
в
строй
основных
средств
ЭХЗ
в
качестве
временной
защиты
следует
использовать
системы
за
-
щиты
на
основе
протекторов
или
от
систем
ЭХЗ
,
находящихся
вблизи
подзем
-
ных
сооружений
.
16.2.2
Установки
катодной
защиты
16.2.2.1
Места
монтажа
УКЗ
следует
предусматривать
рядом
с
линейны
-
ми
кранами
газопровода
.
УКЗ
должны
быть
блочно
-
комплектного
исполнения
и
предусматривать
минимум
строительно
-
монтажных
и
пусконаладочных
ра
-
бот
.
16.2.2.2
Преобразователи
катодной
защиты
должны
монтироваться
в
ин
-
дивидуальных
блок
-
боксах
,
защищающих
преобразователи
от
воздействия
низких
температур
,
обледенения
,
заноса
снегом
для
районов
с
арктическим
климатом
.
Блок
-
боксы
с
преобразователями
и
другими
элементами
ЭХЗ
по
возможности
следует
устанавливать
в
одном
ограждении
с
крановой
площад
-
кой
.
В
остальных
случаях
преобразователи
можно
монтировать
в
блочных
уст
-
ройствах
.
Допускается
проектировать
монтаж
преобразователей
на
специаль
-
ных
фундаментах
,
анкерных
опорах
анодных
линий
и
линий
электроснабже
-
ния
.
Конструкции
для
размещения
преобразователей
в
районах
с
густой
и
уме
-
ренной
заселенностью
должны
быть
вандалозащищенными
.
Электроснабжение
УКЗ
должно
соответствовать
2-
й
категории
надежности
.
16.2.2.3
При
проектном
обосновании
должно
быть
обеспечено
резерви
-
рование
преобразователей
УКЗ
(
установка
резервного
преобразователя
).
130
16.2.2.4
В
блок
-
боксы
должны
заводиться
контрольные
провода
от
элек
-
тродов
сравнения
и
датчиков
коррозионного
мониторинга
,
установленных
на
трубе
.
Применяемые
преобразователи
должны
иметь
возможность
регулирова
-
ния
выходного
напряжения
не
менее
48
В
.
16.2.2.5
Электроснабжение
УКЗ
может
осуществляться
от
вдольтрассо
-
вых
ЛЭП
или
автономных
источников
.
16.2.2.6
Резервирование
электроснабжения
УКЗ
,
установленных
на
трас
-
се
газопровода
,
может
осуществляться
от
автономных
источников
тока
.
16.2.2.7
Расчет
длины
защитной
зоны
,
необходимой
силы
тока
преобра
-
зователя
и
количества
необходимых
УКЗ
следует
выполнять
в
соответствии
с
СТО
Газпром
2-3.5-047.
16.2.2.8
Расчет
параметров
ЭХЗ
необходимо
выполнять
с
учетом
старе
-
ния
изоляции
.
При
этом
сопротивление
изоляции
на
30-
й
год
следует
прини
-
мать
равным
12150
Ом·м
2
.
16.2.2.9
При
расчете
параметров
УКЗ
следует
учитывать
необходимую
дополнительную
силу
тока
,
расходуемую
на
защитные
заземления
,
датчики
коррозии
и
вспомогательные
электроды
датчиков
поляризационного
потенциа
-
ла
.
16.2.3
Анодные
заземления
16.2.3.1
Анодные
заземления
в
установках
катодной
защиты
могут
быть
как
глубинные
,
так
и
поверхностные
(
поверхностно
распределенные
).
В
глу
-
бинных
заземлениях
,
состоящих
из
нескольких
заземлителей
расстояние
между
скважинами
с
глубинными
заземлителями
должно
быть
0,3L (L -
глубина
сква
-
жины
).
16.2.3.2
Глубину
скважины
для
заземлителей
следует
определять
с
уче
-
том
анализа
геологического
разреза
;
электроды
анодных
заземлений
должны
монтироваться
в
пластах
с
минимальным
удельным
электрическим
сопротив
-
лением
.
16.2.3.2
Расчет
количества
элементов
анодных
заземлений
должен
вы
-
полняться
в
соотвествии
с
СТО
Газпром
2-3.5-047.
16.2.3.3
Расчетный
срок
службы
анодных
заземлений
следует
принимать
в
соответствии
с
СТО
Газпром
2-3.5-051.
16.2.3.4
При
проектировании
анодных
заземлений
в
скальных
грунтах
необходимо
использовать
результаты
вертикальных
электрических
зондирова
-
ний
и
результаты
исследований
кернов
из
параметрических
скважин
.
16.2.3.5
Материалы
анодных
заземлений
следует
выбирать
с
учетом
поч
-
венно
-
грунтовых
условий
,
в
которых
будут
эксплуатироваться
заземления
.
16.2.3.6
Анодные
линии
следует
проектировать
,
как
правило
,
кабелем
с
медной
токоведущей
жилой
и
двойной
изоляцией
,
допускается
применение
воздушных
линий
из
сталеалюминевого
изолированного
провода
.
При
проек
-
тировании
анодных
ВЛ
учитывают
ветровые
нагрузки
.