Руководящий документ РД 153-39.4-091-01 "Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от коррозии" (введен в действие приказом Минэнерго РФ от 29 декабря 2001 г. N 375)

Руководящий документ РД 153-39.4-091-01
"Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от коррозии"
(введен в действие приказом Минэнерго РФ от 29 декабря 2001 г. N 375)

Дата введения 1 февраля 2002 г.

Взамен "Инструкции по защите
городских подземных трубопроводов
от электрохимической коррозии"

1 Общие положения

1.1 Область применения

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

РД устанавливает нормы и требования к:

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

- защитным изоляционным покрытиям на подземных трубопроводах и резервуарах;

- электрохимической защите подземных трубопроводов и резервуаров;

- определению коррозионной агрессивности грунтов;

- контролю качества изоляционных покрытий;

- измерениям на подземных стальных трубопроводах;

- обеспечению промышленной, экологической безопасности и охране труда.

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

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

1.2 Нормативные и другие ссылки

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

1.3 Термины и определения

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

1.4 Принятые сокращения

В настоящем РД используются сокращения, приведенные в Приложении Г.

2 Основные положения по защите от коррозии городских подземных трубопроводов

2.1 Порядок и организация проведения защитных мероприятий

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

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

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

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

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

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

2.1.7 Основные работы по контролю за коррозионным состоянием трубопроводов осуществляют организации, на которые возложена эксплуатация соответствующих трубопроводов.

В составе этих организаций создаются специализированные подразделения (службы), основными функциями которых являются:

- оценка опасности коррозии подземных стальных трубопроводов, включая электрические измерения в полевых и лабораторных условиях для определения коррозионной агрессивности грунтов по трассе трубопроводов и электрические измерения для определения характера влияния блуждающих токов (постоянного и переменного) на трубопроводы;

- обследование коррозионного состояния трубопроводов: при их техническом освидетельствовании, при плановых и аварийных раскопках трубопровода (состояние изоляции, наличие коррозионных повреждений на трубопроводе - как сквозных, так и несквозных каверн и язв);

- регистрация и анализ причин коррозионных отказов трубопроводов;

- выдача технических условий на проектирование ЭХЗ действующих, реконструируемых и вновь сооружаемых трубопроводов для специализированной проектной организации, имеющей лицензию, или самостоятельная разработка проекта ЭХЗ при наличии лицензии на проведение соответствующих работ;

- согласование проектов ЭХЗ, разработанных проектной организацией;

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

- участие в пуско-наладке установок ЭХЗ;

- приемка в эксплуатацию защитных покрытий и установок ЭХЗ;

- эксплуатационное обслуживание установок ЭХЗ с проведением регламентных работ в сроки и объемах, устанавливаемых производственными нормативно-техническими документами, разработанными на основании данной Инструкции;

- ремонт защитных покрытий и установок ЭХЗ силами специализированных подразделений предприятия, эксплуатирующего подземные трубопроводы, или сторонних специализированных организаций, имеющих соответствующие лицензии;

- ведение и хранение технической документации по защите трубопроводов от коррозии (при наличии технической возможности компьютерная подготовка документов и их хранение на электронных носителях).

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

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

2.1.10 При наличии договоренности между организациями-владельцами различных трубопроводов возможно устройство совместной защиты, объединяющей в единую систему ЭХЗ трубопроводов различного назначения. Если такая договоренность отсутствует или совместная защита нецелесообразна, то при проектировании и наладке ЭХЗ необходимо предусмотреть устранение ее вредного влияния на смежные сооружения.

Вредным влиянием ЭХЗ на соседние металлические сооружения считается:

- уменьшение по абсолютной величине потенциала по отношению к минимальному или увеличение по абсолютной величине потенциала по отношению к максимальному защитному потенциалу на соседних подземных металлических сооружениях, защищенных катодной поляризацией;

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

- смещение в любую сторону от стационарного значения потенциала на кабелях связи, не защищенных катодной поляризацией.

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

2.2 Критерии опасности коррозии подземных стальных трубопроводов. Выбор способов защиты от коррозии

2.2.1 Коррозионная агрессивность грунта по отношению к стали характеризуется тремя показателями:

- удельным электрическим сопротивлением грунта, определяемым в полевых условиях;

- удельным электрическим сопротивлением грунта, определяемым в лабораторных условиях;

- средней плотностью катодного тока (j_к), необходимого для смещения потенциала стали в грунте на 100 мВ отрицательнее стационарного потенциала (потенциала коррозии).

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

Таблица 2.1.1

Коррозионная агрессивность грунта по отношению к углеродистой и низколегированной стали

Коррозионная агрессивность грунта	Удельное электрическое сопротивление грунта, Ом x 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 электрическое сопротивление грунта, измеренное в лабораторных условиях, равно или выше 130 Ом x м, оценка коррозионной агрессивности грунта по средней плотности катодного тока не требуется; коррозионная агрессивность грунта принимается низкой.

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

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

2.2.4 Применение ЭХЗ обязательно:

- при прокладке трубопроводов в грунтах с высокой коррозионной агрессивностью (защита от почвенной коррозии);

- при наличии опасного влияния постоянных блуждающих и переменных токов.

2.2.5 При защите от почвенной коррозии катодная поляризация подземных стальных трубопроводов (кроме трубопроводов, транспортирующих нагретые выше 20°С жидкие или газообразные среды) должна осуществляться таким образом, чтобы средние значения поляризационных потенциалов металла находились в пределах от -0,85 В до -1,15 В по насыщенному медносульфатному электроду сравнения (м.с.э.).

Примечания:

1. При невозможности измерения поляризационных потенциалов допускается осуществлять катодную поляризацию 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 В для трубопроводов с мастичным и ленточным покрытиями, от -0,9 В до -3,5 В для трубопроводов с покрытием из экструдированного полиэтилена.

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

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

2.2.7 ЭХЗ от коррозии блуждающими постоянными токами подземных стальных трубопроводов должна осуществляться таким образом, чтобы обеспечивалось отсутствие на сооружении анодных и знакопеременных зон.

Примечание:

Допускается суммарная продолжительность положительных смещений потенциала относительно стационарного потенциала за время измерений в пересчете на сутки не более 4 мин/сутки.

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

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

2.2.10 В тех случаях, когда обеспечение защитных потенциалов по п. 2.2.5 на действующих трубопроводах, длительное время находившихся в эксплуатации в коррозионно-опасных условиях, экономически нецелесообразно, допускается по согласованию с проектной и эксплуатационной организациями и при необходимости с органом Госгортехнадзора применение "смягченного" критерия защищенности - минимального поляризационного защитного потенциала, равного:

Е    = Е   - 0,10 В,

 мин    ст

 где  Е      -      стационарный  потенциал  вспомогательного  электрода

       ст           (датчика потенциала), см. п. 4.7.21

2.3 Измерения на подземных стальных трубопроводах

2.3.1 Измерения на подземных стальных трубопроводах выполняются с целью определения:

- опасности коррозии;

- эффективности ЭХЗ;

- степени защищенности;

- качества (состояния) изоляционных покрытий.

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

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

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

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

2.3.6 Определение эффективности ЭХЗ включает:

- измерения потенциалов катодно-защищаемых трубопроводов с целью проверки соответствия потенциалов ГОСТ 9.602-89* и пп. 2.2.5 - 2.2.10 данной Инструкции;

- ориентировочную оценку скорости коррозии стали в грунте с помощью специальных индикаторов.

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

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

- без вскрытия трубопровода: определение сплошности покрытия (например, прибором типа АНПИ, ТИСПИ и др.);

- со вскрытием трубопровода: определение толщины, сплошности, адгезии, переходного сопротивления изоляции (например, методом мокрого контакта).

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

3 Изоляция трубопроводов и резервуаров

3.1 Общие требования

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

- на резервуарах - для битумно-мастичных покрытий - в одной точке на каждом квадратном метре поверхности, а в местах перегибов изоляционных покрытий, в частности, на ребрах через 1 м по длине окружности.

3.1.11 Адгезию защитных покрытий к стали контролируют приборным методом с применением адгезиметров:

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

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

- на резервуарах с покрытиями из рулонных и других полимерных материалов - не менее чем в двух точках по окружности резервуара.

Для мастичных битумных покрытий допускается определение адгезии методом выреза треугольника с углом 45° и отслаивания покрытия от вершины угла. Адгезия считается удовлетворительной, если более 50% площади отслаиваемой мастики остается на металле. Поврежденное в процессе проверки адгезии покрытие должно быть отремонтировано в соответствии с технологией ремонтов, приведенной в настоящей Инструкции.

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

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

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

3.1.15 Перед началом монтажа трубопровода по требованию представителя заказчика должны быть предъявлены: сертификаты (паспорта) на каждую партию материалов, из которых изготовлено покрытие, или результаты лабораторных испытаний материалов - данные лабораторных испытаний проб, взятых из котлов в процессе приготовления битумной мастики; журнал изоляционных работ; акт проверки качества защитного покрытия.

По окончании строительства защитное покрытие уложенных трубопроводов и резервуаров принимают представители заказчика и представители организации, эксплуатирующей трубопроводы, с оформлением Акта на скрытые работы.

3.2 Покрытия из экструдированного полиэтилена

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

3.2.2 Структура покрытий из экструдированного полиэтилена включает:

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

- наружный слой толщиной 1,55-2,75 мм (для усиленного типа) и 1,8-3,25 мм (для весьма усиленного типа).

Общая толщина защитного# покрытий усиленного и весьма усиленного типов должна соответствовать требованиям табл. 3.2.1

Таблица 3.2.1

N п/п	Диаметр трубы, мм	Толщина покрытия, мм, не менее
		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

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

Таблица 3.2.2

Основные требования к полиэтиленовым покрытия# весьма усиленного типа*

N 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 D 57 мм	3,5
	для труб D 76-159 мм	4,25
	для труб D 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 x м2, не менее
	исходное	1 х 10(9)
	через 100 суток выдержки в 3% растворе NaCl	1 х 10(8)
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

______________________________

* Покрытия изготавливаются по ТУ 1394-001-05111644-96; ТУ 1390-003-01284659-00; ТУ 1390-002-01297858-96; ТУ 1390-003-00154341-98; ТУ 1390-002-01284659-97; ТУ 1390-005-01297858-98; ТУ РБ 03289805.002-98; ТУ 1394-002-47394390-99; ТУ 1394-002-47394390-99 и др.

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

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

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

ГАРАНТ:

Приказом Росстандарта от 22 ноября 2013 г. N 1835-ст взамен ГОСТ 16336-77 с 1 января 2015 г. для добровольного применения в РФ введен в действие ГОСТ 16336-2013

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3.3 Покрытия из экструдированного полипропилена

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

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

- наружный слой на основе экструдированного термосветостабилизированного полипропилена толщиной 1,1-2,3 мм (для усиленного типа), 1,6-2,3 мм (для весьма усиленного типа) и 1,6-2,8 мм (для проколов).

Общая толщина защитных покрытий в зависимости от назначения и диаметров труб приведена в табл. 3.3.1.

Таблица 3.3.1

N п/п	Диаметр трубы, мм	Толщина покрытия, мм, не менее
		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

3.3.2 Основные требования к покрытиям из экструдированного полипропилена приведены в табл. 3.3.2.

Таблица 3.3.2

Основные требования к покрытиям из экструдированного полипропилена

N п/п	Наименование показателей	Нормируемые значения
1	Адгезия к стальной поверхности, Н/см (кгс/см), не менее	70,0 (7,0) - для труб D до 1220 мм
		100,0 (10,0) - для труб D 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 D до 1220 мм 70,0 (7,0) - для труб D 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 D 1220 мм 10,0 - для труб D 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 х 10(10)
	- через 100 суток выдержки в 3% растворе NaCl	1 х 10(9)
7	Площадь отслаивания покрытия при катодной поляризации при 20°С (ГОСТ Р 51164-98, Приложение В), см2, не более	5,0 - для труб D от 219 до 1020 мм 4,0 - для труб D 1220 и выше
8	Максимальная температура эксплуатации, °С	80

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

Оборудование и технология нанесения полипропиленового покрытия аналогичны технологии нанесения покрытий из экструдированного полиэтилена, отличаются лишь температурные режимы.

3.3.4 В качестве клеевого подслоя покрытия применяется композиция типа POLYPROPLENE ВВ125Е фирмы BOREALIS или другие импортные и отечественные полимерные клеевые композиции, обеспечивающие получение защитного покрытия с показателями свойств, отвечающими требованиям НТД, утвержденной в установленном порядке.

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

3.4 Покрытия из полимерных липких лент

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

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

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

Таблица 3.4.1

Основные требования к покрытиям весьма усиленного типа из полиэтиленовых липких лент

N 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 При выборе лент для изоляции подземных газопроводов предпочтение следует отдавать полиэтиленовым липким лентам. Покрытие на их основе выгодно отличается от покрытия из поливинилхлоридных липких лент значительно более высокими показателями 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 подземных трубопроводов не рекомендуется.

Основные требования к полиэтиленовым липким лентам приведены в табл. 3.4.2

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

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

Таблица 3.4.2

Основные требования к полиэтиленовым липким лентам

N 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 x м, не менее	1,0 х 10(13)	1,0 х 10(13)	-

3.5 Комбинированное ленточно-полиэтиленовое покрытие

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

Таблица 3.5.1

Структура комбинированного ленточно-полиэтиленового покрытия весьма усиленного типа для труб диаметром 57 - 530 мм

Структура покрытия	Толщина покрытия для труб диаметром
	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

3.5.2 Основные показатели свойств комбинированного ленточно-полиэтиленового покрытия весьма усиленного типа, приведенные в табл. 3.5.2, отвечают требованиям ГОСТ 9.602-89*:

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

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

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

Таблица 3.5.2

Основные требования к комбинированному ленточно-полиэтиленовому покрытию весьма усиленного типа

N 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 D 57 мм	3,5
	- для труб D 76-159 мм	4,25
	- для труб D 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 x м2 - исходное	1 х 10(8)
	- через 100 суток выдержки в 3% растворе NaCl	1 х 10 (7)

3.6 Покрытия на основе битумных мастик

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

Таблица 3.6.1

Структура защитных покрытий весьма усиленного типа на основе битумных мастик

Конструкция и материалы защитного покрытия	Толщина, мм, не менее
	каждого слоя	общая
Битумный праймер	Расход - 80 г/м2
Битумная мастика	2,5-3
Армирующий слой	Не нормирована	до D 159-7,5
Битумная мастика	2,5-3	D > 159-9,0
Армирующий слой	Не нормирована
Битумная мастика	2,5-3
Наружная обертка	В зависимости от материала

3.6.2 Основные 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 x м2, не менее
-исходное	2,0 х 10(8)
- после 100 суток выдержки в 3% растворе NaCl	2,0 х 10(7)
Площадь отслаивания покрытия при катодной поляризации при 20°С, см2, не более	5,0

Материалы для мастичных покрытий (грунтовки, мастики, армирующие и оберточные материалы)

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

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

3.6.5 Приготовленный праймер должен храниться в герметически закрытой таре. Перед заливкой праймера в грунтовочное устройство его обязательно перемешивают деревянной лопастью. Гарантированный срок хранения - 6 месяцев.

Технология изготовления мастик

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

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

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

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

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

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

3.6.12 В целях предупреждения коксования битумных мастик не следует нагревать их и выдерживать более 1 часа при температуре выше 190°С.

Примечание:

Признаком начавшегося коксования битума является появление на поверхности расплавленной массы пузырей и зеленовато-желтого дымка.

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

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

3.6.15 В качестве армирующих материалов для мастичных битумных покрытий применяют стеклохолсты ВВ-К, ВВ-Г, нетканое полимерное полотно марки С 1.100.80-04 (ТУ 8390-007-05283280-96) либо С-050-103 (ТУ 8390-002-46353927-99), стеклосетка Э(с)4-40. Допускается применять стеклохолсты других марок, соответствующие основным показателям, установленным в нормативно-технической документации на ВВ-К и ВВ-Г.

Таблица 3.6.2

Физико-механические свойства битумных мастик

N 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	23-28	4,0-6,0	-20
		75-95	20-23	4,0-6,0	-5

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

Таблица 3.6.3

Основные характеристики армирующих материалов

N п/п	Наименование показателя	Армирующие материалы
		Нетканое полимерное полотно ТУ 8390-007-05283280-96	Стеклосетка Э(с)4-40 (ГОСТ 19907-80)	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 холсты должны быть не ворсистыми и без складок. Намотка холста в рулоны должна быть плотной, ровной с торцов.

Технология нанесения покрытий на основе битумных мастик

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

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

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

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

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

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

3.6.23 Слой праймера на поверхности труб должен быть ровным, без пропусков, сгустков и пузырей. Толщина слоя высушенного праймера регулируется его расходом. Расход битумного праймера - 80 г/м2 изолируемой поверхности.

Праймер перед нанесением покрытия должен быть высушен "до отлипа".

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

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

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

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

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

3.7 Комбинированные мастично-ленточные покрытия

3.7.1 К данному виду покрытий относятся:

- покрытие на основе термоусаживающейся ленты и мастики (типа покрытия ПАЛТ, ТУ 2256-022-16802026-2000);

- покрытие на основе полимерно-битумной ленты типа ЛИТКОР по ТУ 2245-001-48312016-01, типа ЛИАМ-М (модифицированной) по ТУ 2245-024-16802026-00.

3.7.2 Структура покрытия ПАЛТ весьма усиленного типа включает:

- грунтовку (расход 80 г/м 2);

- мастичный армированный слой толщиной не менее 4,0 мм;

- термоусаживающуюся ленту.

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

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

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

- битумный праймер (расход 80 г/м2);

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

- обертку защитную полимерную липкую толщиной 0,6 мм.

Таблица 3.7.1

Основные требования к покрытию ПАЛТ весьма усиленного типа

N 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 x м2		ГОСТ Р 51164-98 (приложение Г)
	- исходное	3 х 10(8)
	- через 100 суток выдержки в 3% растворе NaCl, при 20°С	2 х 10(7)
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

Таблица 3.7.2

Основные физико-механические характеристики битумно-полимерных лент

N 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 x м, не менее	1 х 10(10)	1 х 10(8)

Допускается применение конструкции покрытия, включающей:

- битумный праймер (расход 80 г/м2);

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

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

Общая толщина покрытия должна быть не менее 4,0 мм. Допускается для труб D до 159 мм включительно применять конструкцию из двух слоев полимерно-битумной изоляционной ленты толщиной каждого слоя не менее 2,0 мм.

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

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

3.8. Технология производства и приемки работ по изоляции резервуаров СУГ

Требования к применяемым материалам и структуре покрытия

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

3.8.2 Основные физико-механические характеристики рулонного наплавляемого материала Изопласт-П приведены в табл. 3.8.1 и должны соответствовать ТУ 5774-005-05766480-95.

3.8.3 Покрытие резервуаров СУГ объемом до 200 м3 должно состоять из слоя битумного праймера и двух слоев рулонного битумно-полимерного материала Изопласт-П марки ЭПП-4,0. Функцию обертки выполняет полиэтиленовая пленка, нанесенная на рулонный материал. Общая толщина покрытия должна быть не менее 8,0 мм.

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

Таблица 3.8.1

Основные физико-механические характеристики рулонного наплавляемого материала Изопласт-П

N 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

Технология проведения изоляционных работ

3.8.5 Работа по изоляции резервуаров СУГ должна проводиться в соответствии с разработанной технологической "Инструкцией по производству работ по нанесению изоляционного покрытия из рулонного битумно-полимерного материала Изопласт-П на резервуары 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 стороны Изопласта-П и тщательной его прикатки.

3.8.6 Перед нанесением покрытия изолируемая поверхность резервуара должна быть очищена от продуктов коррозии и при необходимости (дождь, снег) подсушена.

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

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

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

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

Наклейку рулонного материала на резервуар производят ярусами, начиная с нижнего. Длина полотнища не должна быть более 2,0 м.

Нахлест полотнища верхнего яруса на нижний должен составлять не менее 80 мм.

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

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

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

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

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

Технологические приемы при наклейке второго слоя рулонного материала в основном такие же, как при наклейке первого. Однако, при нанесении второго слоя необходимо одновременно с подплавлением рулонного материала осуществлять подогрев поверхности ранее наклеенного изоляционного слоя до начала его плавления и плотную его прикатку.

При несоблюдении этих требований прилипаемость между слоями покрытия будет недостаточной, в покрытии могут возникнуть расслоения в процессе эксплуатации.

Приемка работ и контроль качества покрытия

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

3.8.16 При контроле качества покрытия осуществляют:

- внешний осмотр в процессе послойного формирования покрытия и всей поверхности готового покрытия;

- замер толщины магнитным толщиномером типа УКТ-1, МТ-2003И и др., работающими в диапазоне толщин до 10,0 мм;

- проверку сплошности искровым дефектоскопом;

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

- определение прилипаемости слоев покрытия друг к другу.

3.9 Изоляция фасонных элементов трубопроводов в базовых условиях

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

Таблица 3.9.1

Характеристики покрытий весьма усиленного типа для изоляции фасонных соединительных деталей трубопроводов в базовых условиях

N 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 D 159 мм - 2,5
			> D 159 мм - 3,5
5	Переходное электрическое сопротивление, Ом x м2, не менее	1 х 10(8)	1 х 10(7)
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

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

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

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

3.10 Изоляционные работы на местах строительства подземных сооружений

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

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

3.10.3 Перед проведением 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 или сильного ветра (при нанесении термоусаживающихся лент).

Технология изоляции стыков трубопроводов с покрытием из экструдированного полиэтилена термоусаживающимися лентами

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

3.10.5 Для изоляции стыков могут применяться отечественные термоусаживающиеся ленты Донрад-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 также термоусаживающиеся ленты фирмы Райхем класса не ниже С50. Толщина термоусаживающейся ленты должна быть не менее 1,8 мм. Основные физико-механические показатели качества названных лент приведены в табл. 3.10.1.

3.10.6 Изоляция сварных стыков термоусаживающимися лентами должна выполняться по приведенной ниже технологии и состоит из ряда последовательно проводимых технологических операций:

- предварительный подогрев и сушка стыка (при необходимости);

- очистка зоны сварного стыка шлифмашинкой или пескоструйным аппаратом;

- формирование манжеты и ленты;

- нанесение и усадка манжеты и нагрев стыка.

Таблица 3.10.1

Показатели качества термоусаживающихся лент

N п/п	Показатель	Норма для лент типа
		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 электросопротивление, Ом x см, не менее	-	1 х 10(15)	-
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

3.10.7 Формирование манжеты.

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

Формирование из ленты кольцевой манжеты проводится непосредственно на трубопроводе рядом со стыком. При этом заготовка ленты по кольцу изгибается вокруг сварного стыка трубопровода. Величина нахлеста ленты должна составлять не менее 100 мм. Под манжету в месте нахлеста ленты подставляется прокладка из термостойкого материала (фторопласта). После чего с помощью ручной газовой горелки прогревают адгезионный подслой ленты в месте нахлеста до образования расплава, а затем вручную с применением прикатывающего валика производят уплотнение места нахлеста ленты. По мере остывания расплава происходит склеивание ленты и формирование кольцевой манжеты.

Подготовленную манжету оставляют рядом с зоной сварного стыка трубопровода до тех пор, пока не прогреют стык до необходимой температуры.

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

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

3.10.10 Нанесение и усадка манжеты.

После нагрева изолируемой зоны до необходимой температуры термоусаживающаяся манжета устанавливается на место сварного стыка. Величина нахлеста манжеты на заводское покрытие труб должна составлять не менее 70 мм по обе стороны сварного стыка.

Процесс термоусаживания манжеты начинается с ее фиксирования на зоне сварного стыка. Это достигается равномерным прогревом центральной части манжеты по всему периметру, в результате чего манжета дает усадку и фиксируется на трубе. Для обеспечения равномерности усадки материала и предотвращения сваривания манжеты к верхней образующей трубопровода в самом начале процесса усадки между манжетой и трубой по обеим сторонам манжеты устанавливаются эластичные специальные кольцевые прокладки толщиной 10-15 мм (могут быть изготовлены из отрезков кабеля и т.д.).

После закрепления манжеты на изолируемом участке трубопровода прокладки вынимаются и производится прогрев и усадка всей манжеты.

Процесс усадки ведется от центра манжеты к кромкам. При этом для обеспечения максимального адгезионного контакта между манжетой и изолируемым участком трубопровода нельзя допускать образования под покрытием воздушных пузырей, складок. Уплотнение, выравнивание покрытия может производиться вручную (с помощью рукавицы), прикатывающим эластичным валиком, дощечкой с мягкой, эластичной набивкой и др.

Термоусаживающаяся манжета должна плотно, без гофр и складок облегать изолируемый участок трубопровода с выходом валика расплава адгезионного подслоя ленты из-под манжеты на заводское покрытие.

3.10.11 Контроль качества изолируемого стыка.

Сформированное защитное покрытие должно удовлетворять следующим требованиям:

- иметь одинаковую величину нахлеста на заводское покрытие;

- копировать рельеф изолируемой поверхности сварного стыка без гофр, морщин, протяженных и локальных воздушных включений;

- не иметь проколов, задиров и других сквозных дефектов;

- толщина сформированного покрытия должна быть не менее 1,8 мм;

- показатель прочности адгезионной связи сформированного покрытия с металлом и заводским полиэтиленовым покрытием должен составлять не менее 3,5 кг на см ширины отслаиваемой полосы.

Изоляция стыков и ремонт мест повреждений полимерных покрытий трубопроводов с применением полиэтиленовых липких лент и полимерно-битумных лент

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

3.10.13 Полиэтиленовые липкие ленты толщиной 0,45 мм могут применяться для изоляции стыков газопроводов малых и средних диаметров (D 57-530) мм с заводским покрытием преимущественно из полиэтиленовых липких лент. Допускается применение указанных лент для изоляции стыков трубопроводов, построенных из труб с покрытием из экструдированного полиэтилена, при условии, что с концов труб полиэтиленовое покрытие снято на конус под углом не более 30° и что на 100 мм примыкающего к стыку покрытия создана шероховатость. Невыполнение указанного условия приводит к браку в покрытии стыка.

Липкие ленты должны наноситься на стык по специальному клеевому праймеру, выпускаемому под каждый вид ленты, с усилием натяжения 1,5 - 2,0 кгс на см ширины навиваемой полосы.

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

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

3.10.16 Технология изоляции стыка полиэтиленовыми липкими лентами состоит из следующих технологических операций:

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

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

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

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

- нанесение на подготовленную поверхность сварного стыка изоляционной полиэтиленовой ленты с нахлестом более 65% для получения 3-х слойного покрытия.

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

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

3.10.18 На стык, изолированный полимерной липкой лентой, должны наносить защитную полимерную обертку в один слой с нахлестом витков 2 - 2,5 см.

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

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

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

3.10.22 Изоляцию стыковых соединений и фасонных элементов трубопроводов, включая конденсатосборники, с указанными полимерными покрытиями полимерно-битумными лентами типа ЛИТКОР необходимо производить по следующей технологии:

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

- очистка изолируемой поверхности (ручная - металлическими щетками или механизированная - шлифмашинками);

- обработка концевых участков полиэтиленового покрытия (50-70 мм) щетками для придания глянцевой поверхности шероховатости;

- нанесение на изолируемую поверхность кистью или валиком битумного праймера;

- навивка по праймеру заранее заготовленной полосы ленты ЛИТКОР. Навивку следует производить, предварительно освободив липкую мастичную сторону ленты от антиадгезионной прокладки и нагревая мастичный слой пламенем паяльной лампы или пропановой горелки до начала его подплавления. Прогретую ленту слегка натягивают и прижимают к изолируемой поверхности трубопровода. Во избежание образования пузырей и для плотного прилегания к трубе ленту дополнительно прикатывают валиком.

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

3.10.24 Сформированное покрытие стыка из ленты типа ЛИТКОР должно удовлетворять следующим требованиям:

- иметь величину нахлеста на покрытие трубы не менее 70 мм;

- копировать рельеф изолируемой поверхности без гофр, быть плотным, без пазух и воздушных включений;

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

- адгезия покрытия из ленты типа ЛИТКОР к поверхности трубы и к полимерному покрытию должна составлять не менее 1,5 кгс/см. При нанесении ленты по подсушенному праймеру адгезия формируется быстро, в связи с чем измерение адгезии можно проводить сразу после остывания покрытия. При нанесении ленты по "мокрому" праймеру адгезия формируется до указанной величины не менее суток;

- покрытие должно быть сплошным при проверке искровым дефектоскопом при напряжении на щупе 20 кВ;

3.10.25 Ремонт мест повреждений покрытия из экструдированного полиэтилена необходимо выполнять с применением термоусаживающихся лент или ленты типа ЛИТКОР, а покрытий из полиэтиленовых липких лент - лентой типа ЛИТКОР или полиэтиленовой липкой лентой Полилен 40-ЛИ-45 (аналогично технологии изоляции стыков, изложенной в п. 3.10.16).

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

- очистка зоны ремонтируемого участка покрытия (стальная поверхность, соседние участки заводского покрытия не менее 50 мм от края дефекта);

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

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

- нанесение защитной 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.

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

- зачистка покрытия вокруг оголенного участка трубопровода;

- нанесение на оголенную металлическую поверхность битумного праймера и его высушивание;

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

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

Для предотвращения сдвиговых деформаций при засыпке трубопровода грунтом (особенно на трубопроводах больших диаметров) поверх заплаты накладывают кольцевой бандаж из любой полимерной ленты с липким слоем.

Изоляция стыков и ремонт мест повреждений покрытия трубопроводов, построенных из труб с мастичным битумным покрытием

3.10.28 Для изоляции стыков трубопроводов и ремонта мест повреждений покрытия должны применяться преимущественно битумные мастики тех марок, из которых сформировано покрытие трубы, в частности, битумно-резиновая мастика (ГОСТ 15836-69), битумно-атактическая мастика (ТУ 204 РСФСР 1057-80) и битумно-полимерная мастика (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 типа Изопласт-П (ТУ 5774-005-05766480-95).

3.10.29 Требования к применяемым материалам.

- битумно-резиновая мастика должна быть заводского изготовления;

- битумно-атактическая мастика изготавливается в битумно-варочных котлах в условиях трубоизоляционных баз и разливается в мешки из крафт-бумаги или бидоны;

- битумно-полимерная мастика также изготавливается в условиях трубоизоляционных баз из битума БНИ-IV с добавлением полимерного модификатора (ТУ 9400-001-26503804-96) в количестве от 3 до 6%.

Основные физико-механические характеристики битумных мастик, рекомендуемых для изоляции стыков и мест повреждений покрытия, приведены в табл. 3.6.1 (п. 3.6.1).

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

В качестве армирующих и оберточных материалов для изоляции стыков и ремонта мест повреждений мастичных битумных покрытий необходимо применять рулонные материалы типа "Бризол":

- Поликром-БР (ТУ 66.30.019-93);

- полотно резиновое гидроизоляционное (ТУ 38.105436-77 с учетом Изм. N 4 от 25.09.94 г.).

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

Основные требования к рулонным гидроизоляционным материалам приведены в табл. 3.10.2

Таблица 3.10.2

Физико-механические характеристики рулонных гидроизоляционных материалов типа Бризол (ТУ 38-105-1819-88)

N 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

Технология изоляционных работ

3.10.30 Технология изоляции сварных соединений трубопроводов и ремонта мест повреждений битумных покрытий, а также нанесения покрытий на фасонные части с использованием битумных мастик и рулонного материала типа Бризол или других армирующих материалов должна включать следующие основные операции:

- очистку изолируемой поверхности стыка (ручная - щетками или наждачной бумагой N 2, N 3; механизированная - шлифмашинкой);

- обработку концевых участков примыкающего к зоне сварного стыка битумного покрытия путем срезания его на конус на расстоянии 100 - 150 мм, для чего удаляют с покрытия обертку из бумаги. Затем срезанное на конус покрытие выравнивают, подплавляя его газовой горелкой или паяльной лампой;

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

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

- нагрев мягким пламенем газовой горелки (или паяльной лампой) примыкающих к зоне сварного стыка или места врезки концевых участков мастичного битумного покрытия длиной около 100 - 150 мм до начала оплавления мастики;

- нанесение по высохшему праймеру первого слоя горячей (140 - 160)°С битумно-полимерной мастики, армированной 1 слоем рулонного материала типа Бризол или стеклотканью Э(с)4-40 (ГОСТ 19907-83);

- нанесение второго слоя горячей битумно-полимерной мастики, также армированной 1 слоем Бризола или стеклотканью Э(с)4-40.

При армировании покрытия Бризолом необходимая общая толщина достигается за счет нанесения двух слоев, а при армировании мастики стеклосеткой или нетканым полимерным полотном требуемая толщина покрытия достигается за счет нанесения трех слоев.

При нанесении покрытия необходимо соблюдать следующие требования:

- ширина нахлеста формируемого на стыке покрытия на мастичное покрытие линейной части трубы должна быть не менее 100 мм;

- полотно Бризола целесообразно наносить на стык путем оборачивания им стыка, при этом ширина полотна должна определяться длиной стыка плюс 140 - 200 мм. При изоляции мест врезок углов поворота и отводов необходимо использовать узкую ленту Бризола или стеклоткани (шириной 70 - 100 мм) и формировать покрытие методом навивки по спирали, причем витки ленты Бризола, армирующие первый слой битумно-полимерного покрытия, не должны нахлестывать друг на друга. Второй (оберточный) слой наносится с нахлестом не менее 20 мм;

- при изоляции стыка по указанной технологии следует проводить послойную прикатку сформированного покрытия валиком в целях избежания пустот и неровностей, а также для улучшения прилипаемости покрытия, как к металлу, так и к имеющемуся битумному покрытию.

При ремонте с применением битумных мастик необходимо выполнять следующие технологические операции:

- на подогретый до оплавления участок с поврежденным битумным покрытием наносят из лейки слой горячей битумной мастики и накладывают поверх него заранее приготовленную заплату из Бризола, перекрывающую дефект в покрытии не менее чем на 50 мм по всему периметру;

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

- толщина изоляционного покрытия зоны сварного стыка и на отремонтированном участке на трубах D 159 мм должна быть не менее 7,0 мм, на трубах D свыше 159 мм - не менее 8,0 мм;

- Бризол, температура хрупкости которого согласно ТУ до -5°С, следует хранить в зимнее время в трассовых условиях в вагончиках, и перед нанесением на стык слегка прогреть ленту паяльной лампой или мягким пламенем газовой горелки, не допуская деформации полотна;

- степень прилипаемости покрытия, как к металлу, так и к существующему покрытию должна быть удовлетворительной и соответствовать ГОСТ 9.602-89* (для покрытий на основе битумных мастик);

- во избежание расслоения между наносимой на стык мастикой и существующим на трубе мастичным покрытием необходимо в обязательном порядке прогревать до оплавления существующее на трубе покрытие. Качество изоляции стыка или отремонтированного участка покрытия в значительной степени зависит от соблюдения технологии изоляционных работ.

3.10.31 Изоляция стыковых соединений трубопроводов с мастичным битумным покрытием с применением полимерно-битумных лент типа ЛИТКОР должна включать следующие технологические операции:

- подготовку поверхности стыка или места врезки трубопроводов к работам по нанесению покрытия из ленты типа ЛИТКОР проводят, как указано в п. 3.10.30;

- нанесение первого изоляционного слоя ленты по битумному праймеру путем наклеивания ленты шириной, равной ширине изолируемого стыка. Перед наклеиванием ленту ЛИТКОР необходимо освободить от антиадгезионной пленки и прогреть мастично-полимерный слой пламенем пропановой горелки до начала его подплавления. Прогретую ленту ЛИТКОР необходимо слегка натянуть и прижать к изолируемой поверхности трубопровода. Во избежание образования пузырей и для плотного прилегания к трубе ленту необходимо дополнительно прикатать валиком;

- нанесение поверх первого, изоляционного слоя второго, оберточного слоя из ленты ЛИТКОР большей ширины. Ширину навиваемой полосы второго слоя ленты необходимо выбирать таким образом, чтобы образовался нахлест на обе стороны основного покрытия не менее 7,0 см. Ленту наносят также путем подогрева пламенем газовой горелки мастичного слоя и прикаткой к уже имеющемуся покрытию;

- для увеличения механической прочности формируемого покрытия стыка на основе ленты ЛИТКОР желательно второй слой наносить из ленты ЛИТКОР-оберточной. При отсутствии ленты ЛИТКОР-оберточной покрытие необходимо формировать из двух слоев ленты ЛИТКОР-изоляционной плюс обертка из полиэтиленовой ленты типа Полилен или аналогичных лент.

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

Технология ремонта поврежденных участков мастичного покрытия в трассовых условиях наплавляемым рулонным материалом Изопласт-П

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

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

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

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

- оплавление краевых участков поврежденного покрытия пламенем паяльной лампы;

- праймирование оголенного металла трубы битумным праймером;

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

- подплавление и наложение поверх первого слоя второго слоя заплаты с перекрыванием его не менее чем на 5 см во все стороны, однако при нанесении второго слоя необходимо одновременно с подплавлением рулонного материала осуществлять подогрев поверхности ранее наклеенного изоляционного слоя до начала его плавления и плотную его прикатку.

При несоблюдении этих требований прилипаемость слоев покрытия друг к другу будет недостаточной, в покрытии могут возникнуть расслоения в процессе эксплуатации.

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

Таблица 3.10.3

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

N 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

Покрытие должно 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 слоями не должно быть пазух, вздутий и расслоений. Покрытие должно быть сплошным, без пропусков и прожогов.

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

3.10.38 Изоляция стыков, отводов, углов поворотов, мест врезок и заглушек трубопроводов, построенных из труб с различными видами покрытий, должна выполняться универсальной полимерно-битумной лентой типа ЛИТКОР, а также полиэтиленовой лентой Полилен 40-ЛИ-45, или битумно-полимерной мастикой, армированной Бризолом. 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 видами покрытий должны выполняться материалами, приведенными в табл. 3.10.3.

3.11 Складирование и транспортировка изолированных труб и резервуаров СУГ

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

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

Башенные краны применяются при разгрузке с трубоизоляционных устройств, складировании и погрузке изолированных труб на автомобильный транспорт.

Автомобильные краны применяются при разгрузке изолированных труб на местах сооружения трубопроводов, а также на погрузке и разгрузке труб в железнодорожный транспорт.

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

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

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

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

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

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

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

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

3.11.11 При складировании изолированных труб должны выполняться следующие требования:

- трубы с покрытием должны храниться на стеллажах оборудованных поперечными вертикальными упорами, исключающими самопроизвольное скатывание труб. Нижний ряд труб должен укладываться на ложементы;

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

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

- расстояние между штабелями должно обеспечивать проезд трубовоза и работу крана;

- площадка для складирования должна быть горизонтальной.

3.11.12 При складировании труб запрещается:

- укладывать в один штабель трубы разного диаметра;

- складировать вместе изолированные и неизолированные трубы;

- укладывать трубы в наклонном положении с опиранием поверхности трубы на кромки нижележащих труб.

3.12 Специальные требования

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3.12.10 Лица, занятые в производстве изоляционных работ с применением праймера, битумных мастик и газовых горелок, должны быть обеспечены спецодеждой и средствами индивидуальной защиты в соответствии с типовыми нормами, утвержденными Госкомитетом по труду и социальным вопросам и ГОСТ 12.04.011-89.

3.12.11 Оборудование для подплавления рулонных битумно-полимерных материалов (газовые горелки 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, не имеющих квалификационного удостоверения и талона по технике пожарной безопасности.

При эксплуатации пропановых баллонов с редуктором БПО-5-3 во время работ по подогреву изоляционных материалов, необходимо соблюдать правила безопасности в газовом хозяйстве, утвержденные Госгортехнадзором. Перед открытием вентиля баллона необходимо вывернуть регулирующий маховик до полного освобождения задающей пружины. Запрещается быстрое открытие вентиля баллона при подаче газа в редуктор. Присоединительные элементы редуктора и вентиля должны быть чистыми и не иметь никаких повреждений, следов масел и жиров.

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

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

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

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

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

3.12.17 Во избежание взрыва паяльной лампы запрещается:

- применять в качестве горючего для ламп, работающих на керосине, бензин или смеси бензина с керосином;

- повышать давление в резервуаре лампы при накачке воздуха более допустимого рабочего давления, указанного в паспорте;

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

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

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

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

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

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

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

3.13 Приборы контроля качества покрытий трубопроводов

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

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

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

- для покрытий с толщиной 7,9-11,0 мм - устройства# УКТ-1, которое может быть использовано как в базовых, так и в полевых условиях вместо применяемых ранее для этих целей МТ-230Н и МТ-32Н.

- для покрытий с толщиной до 10 мм:

- магнитного толщиномера МТ-2003И;

- вихретокового прибора ИТДП-П. Диапазон измеряемых толщин - в пределах от 0 до 10 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 с поддиапазонами: 0 - 3 мм; 0 - 10 мм.

3.13.3 Для контроля физической сплошности покрытий, т.е. для обнаружения сквозных проколов и мест повреждения покрытия применяют искровые дефектоскопы.

Для проверки качества изоляции труб в условиях трубоизоляционных баз, а также в полевых условиях применяются искровые дефектоскопы преимущественно трех марок:

- ДКИ-1, имеющий выходное импульсное напряжение на поисковой штанге в диапазоне от 6 до 36 кВ. ДКИ-1 работает от системы батарей 12 В и может быть использован для контроля сплошности битумных, ленточных покрытий, а также покрытий из экструдированного полиэтилена;

- Крона-1р М отличается от ДКИ-1 наличием комплекта кольцевых щупов для различных диаметров труб. Максимальное напряжение на поисковой штанге 36 кВ;

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

3.13.4 Для измерения величины адгезии покрытий к поверхности трубы применяют адгезиметры:

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

- цифровой прибор АМЦ-2-20 на базе мини-ЭВМ может определять адгезию "на отслаивание" как ленточных покрытий, так и покрытий из экструдированного полиэтилена, фиксировать минимальное, максимальное и среднее интегральное значение величины адгезии. Прибор комплектуется универсальным захватом.

Таблица 3.13.1

Краткие технические характеристики приборов для обнаружения мест сквозных повреждений изоляционных покрытий подземных трубопроводов

N 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	>=2000	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 использование других средств измерений и оборудования с аналогичными метрологическими характеристиками.

3.13.5 Для обнаружения мест сквозных повреждений изоляционных покрытий металлических трубопроводов, уложенных в грунт, предназначены:

- искатель повреждений изоляции трубопроводов - ИПИТ-2;

- аппаратура нахождения трасс и повреждений изоляции газопроводов - АНТПИ;

- комплект аппаратуры обнаружения дефектов изоляции - КАОДИ;

- искатель сквозных повреждений гидроизоляции металлических газопроводов - ТИСПИ-03;

- аппарат нахождения повреждений изоляции АНПИ-3.

Характеристики названных приборов приведены в табл. 3.13.1.

4 Электрохимическая защита трубопроводов

4.1 Организация работ по электрохимической защите

4.1.1 Организация работ по ЭХЗ включает:

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

- строительно-монтажные работы;

- пуско-наладочные работы;

- приемку в эксплуатацию;

- эксплуатационный контроль работы ЭХЗ (проверка ее эффективности, степени защищенности трубопроводов, технические осмотры установок защиты, их текущий и капитальный ремонты).

4.2 Определение опасности коррозии

Определение коррозионной агрессивности грунтов

4.2.1 Удельное электрическое сопротивление грунта определяют для выявления участков трассы с высокой коррозионной агрессивностью грунта, в пределах которых необходима ЭХЗ стальных трубопроводов, а также для расчета параметров катодной и гальванической (протекторной) защиты.

Удельное электрическое сопротивление грунта определяется в полевых и лабораторных условиях.

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

В качестве электродов применяются стальные стержни длиной 250-350 мм и диаметром 15-20 мм. Конец электрода, забиваемый в землю, заточен конусом. На верхнем конце электрода предусматривается возможность подключения проводов, идущих к измерительным приборам. Перед проведением измерений поверхность электродов должна быть зачищена.

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

Глубина забивки электродов в грунт не должна быть более 1/20 расстояния между электродами. Расстояние между электродами принимается равным глубине прокладки подземного трубопровода.

4.2.4 Удельное электрическое сопротивление грунта ро, Ом x м, определяют по формуле:

ро = 2пиRа,

 где   R       -      измеренное по прибору сопротивление, Ом;

       a       -      расстояние между электродами, м.

Результаты измерений и расчетов заносят в протокол (Приложение Е).

4.2.5 Для определения удельного электрического сопротивления грунта в лабораторных условиях необходимо произвести отбор и обработку проб испытываемого грунта.

Пробы грунта отбирают в шурфах, скважинах и траншеях из слоев, расположенных на глубине прокладки сооружения, с интервалами 50-200 м на расстоянии 0,5-0,7 м от боковой стенки трубы. Для пробы берут 1,5-2 кг грунта, удаляют твердые включения размером более 3 мм. Отобранную пробу помещают в полиэтиленовый пакет и снабжают паспортом, в котором указываются номера объекта, пробы, место и глубина отбора пробы.

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

Приборы снабжены инструкцией по эксплуатации, ячейками, электродами, предназначенными для определения удельного электрического сопротивления грунта и средней плотности катодного тока, необходимого для смещения потенциала стали в грунте на 100 мВ отрицательнее потенциала коррозии.

4.2.7 Определение удельного электрического сопротивления грунта в лабораторных условиях проводится по 4-х-электродной схеме. Сущность метода в том, что внешние электроды с одинаковой площадью рабочей поверхности S поляризуют током определенной силы J и измеряют падение напряжения U на двух внутренних электродах при расстоянии I между ними. Сопротивление грунта R рассчитывают по формуле R = U/J. Удельное электрическое сопротивление грунта ро, Ом x м, вычисляют по формуле ро = R(S/l), где R - измеренное сопротивление, Ом; S - площадь поверхности рабочего электрода, м2; I - расстояние между внутренними электродами, м.

Внешние электроды представляют собой прямоугольные пластины (из углеродистой или нержавеющей стали) с ножкой, к которой крепится или припаивается проводник-токоподвод. Размеры электродов 44 x 40 мм, где 40 - высота электрода. Одну сторону электродов, которая примыкает к торцевой поверхности ячейки, изолируют.

Внутренние электроды изготавливают из медной проволоки или стержня диаметром 1-3 мм и длиной более высоты ячейки.

Ячейка прямоугольной формы из материала с диэлектрическими свойствами (стекло, фарфор, пластмасса). Внутренние размеры ячейки рекомендуются следующие: 100 x 45 x 45 мм.

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

Измерения при определении удельного электрического сопротивления грунта производят в соответствии с инструкцией, прилагаемой к прибору.

Результат заносится в протокол (Приложение Ж).

4.2.8 При определении коррозионной агрессивности грунтов по отношению к стали по средней плотности катодного тока, необходимого для смещения потенциала стали в грунте на 100 мВ отрицательнее потенциала коррозии с помощью приборов по п. 4.2.6, предусмотрено автоматическое смещение потенциала от потенциала коррозии и поддержание его на заданном уровне в течение опыта.

Для проведения замеров используют ячейку из материала, обладающего диэлектрическими свойствами (стекло, фарфор, пластмасса и т.д.), объемом от 0,5 до 1,0 л высотой не менее 100 мм.

Рабочий электрод представляет собой прямоугольную пластину из стали Ст.3 толщиной 1,5-2 мм, размером 50 x 20 мм и рабочей поверхностью 10 см2. Вспомогательный электрод из стали Ст.3 или любой углеродистой стали, формой и размером такой же, как рабочий электрод. Электрод сравнения - м.с.э., хлоридсеребряный, каломельный.

Пробу грунта отбирают по пункту 4.2.5. Отобранную пробу загружают в ячейку, сохраняя естественную влажность грунта. Если при хранении проб после их отбора возможно изменение естественной влажности грунта, то необходимо определять влажность отобранной пробы по ГОСТ 5180-84. Для определения влажности грунта отбирают часть пробы (массой несколько единиц или десятков граммов), подготовленной по пункту 4.2.5, и взвешивают, находя массу m_1, затем ее высушивают при t <= 105°С и снова взвешивают, находя массу m_2. Влажность определяют по формуле:

                        W = [(m  - m )/m ] x 100%.

                               1    2   1

Перед проведением исследования вновь определяют влажность пробы грунта. Если влажность уменьшилась, то ее доводят до естественной влажности с помощью дистиллированной воды.

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

Одним и тем же грунтом заполняют три ячейки и параллельно выполняют три измерения силы катодного тока J_к в каждой ячейке.

Если в ходе измерений значение J_к постоянно или уменьшается во времени, то длительность поляризации составляет 15 мин, в течение которых измеряют и записывают 3-4 значения J_к. Если сила тока во времени растет, то измеряют и записывают J_к 5-6 раз в течение 40 мин или в более короткий промежуток времени, если за период измерений сила тока превысит 2 x 10(-4) А (200 мкА), что с учетом рабочей поверхности электрода 10 см2 характеризует высокую коррозионную агрессивность грунта.

Последнее значение силы тока в каждой ячейке берут для вычисления среднего арифметического значения силы катодного тока J_к.ср и последующего определения плотности катодного тока J_к. Результаты измерения заносят в протокол (Приложение 3).

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

Определение наличия блуждающих постоянных токов в земле

4.2.9 Определение наличия блуждающих постоянных токов по трассе проектируемого трубопровода при отсутствии проложенных подземных металлических сооружений следует проводить, измеряя разность потенциалов между двумя точками земли через каждые 1000 м по двум взаимно перпендикулярным направлениям при разносе измерительных электродов на 100 м. Схема измерений приведена на рис 4.2.2

4.2.10 При наличии подземных металлических сооружений, проложенных вблизи трассы проектируемого трубопровода на расстоянии не более 100 м, определение наличия блуждающих токов осуществляется путем измерения разности потенциалов между существующим сооружением и землей с шагом измерений не более 200 м.

4.2.11 Для измерения напряжения и силы тока используют показывающие и регистрирующие приборы классом точности не хуже 1,5. Следует применять вольтметры с внутренним сопротивлением не менее 200 кОм на 1 В. Среди рекомендуемых приборов можно указать: ЭВ 2234, мультиметр цифровой специализированный модификации 43313.1, 43312.1, прибор для измерения параметров установок защиты от коррозии подземных металлических сооружений ПКИ-02.

4.2.12 При измерениях используют переносные медносульфатные электроды сравнения, которые подбирают так, чтобы разность потенциалов между двумя электродами по паспорту не превышала 10 мВ.

Переносный медносульфатный электрод сравнения (рис. 4.2.3) состоит из неметаллического полого корпуса с пористым дном и навинчивающейся крышкой с укрепленным в ней стержнем из красной меди. В корпус заливают насыщенный раствор медного купороса CuSO4 x 5H2O.

При сборке переносных медносульфатных электродов необходимо:

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

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

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

В зоне влияния блуждающих токов трамвая с частотой движения 15-20 пар в 1 ч измерения необходимо производить в часы утренней или вечерней пиковой нагрузки электротранспорта.

В зоне влияния блуждающих токов электрифицированных железных дорог период измерения должен охватывать пусковые моменты и время прохождения электропоездов в обе стороны между двумя ближайшими станциями (платформами).

4.2.14 Если наибольший размах колебаний разности потенциалов (между наибольшим и наименьшим ее значениями) превышает 0,04 В, это характеризует наличие блуждающих токов (как в отсутствии, так и при наличии сооружений, проложенных вблизи трассы проектируемого трубопровода).

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

Определение опасного влияния блуждающего постоянного тока

4.2.16 Опасное влияние блуждающего постоянного тока выявляют, определяя изменение потенциала трубопровода под действием блуждающего тока по отношению к стационарному потенциалу трубопровода. Измерения выполняются с шагом не более 200 м в городах и не более 500 м на линейных участках межпоселковых газопроводов при отсутствии отводов.

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

4.2.18 Для измерений используют вольтметры в соответствии с п. 4.2.11 Положительную клемму измерительного прибора присоединяют к сооружению, отрицательную - к электроду сравнения.

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

Результаты ручной записи измерений заносят в протокол (Приложение К).

В тех случаях, когда наибольший размах колебаний потенциала сооружения, измеряемого относительно м.с.э.(разность между наибольшим и наименьшим абсолютными значениями этого потенциала), не превышает 0,04 В, колебания потенциала не характеризуют опасного влияния блуждающих токов.

4.2.20 Стационарный потенциал трубопровода U_ст следует определять при выключенных средствах ЭХЗ путем непрерывного измерения и регистрации разности потенциалов между трубопроводом и электродом сравнения в течение достаточно длительного времени - вплоть до выявления практически не изменяющегося во времени (в пределах 0,04 В) значения потенциала, относящегося к периоду перерыва в движении электрифицированного транспорта, когда блуждающий ток отсутствует, как правило, в ночное время суток. За стационарный потенциал трубопровода принимается среднее значение потенциала при различии измерявшихся значений не более чем на 40 мВ.

При отсутствии возможности измерить стационарный потенциал трубопровода его значение принимают равным -0,7 В относительно м.с.э.

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

                          Дельта U = U    - U   ,

                                      изм    ст

 где    U         -       наименее    отрицательная     или     наиболее

         изм              положительная  за  период  измерений  разность

                          потенциалов между сооружением и м.с.э.

Результат вычисления заносят в протокол (Приложение К).

В грунтах высокой коррозионной агрессивности влияние блуждающих токов признается опасным при наличии за период измерений положительного смещения потенциала; в грунтах средней и низкой коррозионной агрессивности опасным влияние блуждающего тока признается при суммарной продолжительности положительных смещений потенциала относительно стационарного потенциала за время измерений в пересчете на сутки более 4 мин/сутки.

Определение опасного влияния переменного тока

4.2.22 Зоны опасного влияния переменного тока определяют на участках стальных трубопроводов, на которых выявлены значения напряжения переменного тока между трубопроводом и м.с.э., превышающие 0,3 В.

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

Примечание:

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

Подготовку шурфа 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 не менее 1 МОм. При наличии атмосферных осадков предусматривают меры против попадания влаги в грунт.

Измерения выполняют в такой последовательности:

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

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

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

                                     m

                                 -1

                  Дельта U   = (m  Сумма (U )) - U   , мВ,

                          ср        i=1    i      ст

 где Сумма U  - сумма значений потенциала ВЭ, измеренных при подключении

            i   ВЭ к трубопроводу, мВ;

 U   - стационарный потенциал ВЭ, мВ; m  -  общее число измерений.

  ст

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

Результаты измерений оформляют в виде протокола (Приложение Л).

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

Среднюю плотность 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.

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

При использовании 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 на ВЭ.

При наличии амперметра и вольтметра переменного тока одновременно измеряют основной и дополнительный критерии после подключения ВЭ к трубопроводу.

4.3 Проектирование электрохимической защиты

Общие положения

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

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

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

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

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

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

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

4.3.3 Объем измерений, выполняемых при определении коррозионной агрессивности грунтов, наличии блуждающих постоянных токов и переменных токов и зон их опасного влияния, определен в разд. 4.2 настоящей Инструкции.

4.3.4 В случае прокладки подземного сооружения на расстоянии до 300 м от путей рельсового транспорта, электрифицированного на постоянном токе, необходимо измерить потенциалы рельсов с целью определения возможности и выбора места подключения дренажной защиты.

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

4.3.6 При разработке проекта согласовывают:

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

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

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

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

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

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

- ситуационный план по п. 4.3.7;

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

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

- спецификация оборудования;

- паспорт проекта;

- сметная документация;

- пояснительная записка.

Пояснительная записка содержит:

- основание для разработки проекта;

- характеристику защищаемых сооружений;

- сведения об источниках блуждающих токов;

- оценку коррозионной ситуации;

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

- количество и параметры установок ЭХЗ (сводная таблица);

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

- сведения о соответствии проекта рекомендациям по охране природы.

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

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

В первую очередь такие КИПы устанавливаются:

- в пунктах подключения дренажного кабеля к трубопроводу;

- в концах заданных зон защиты;

- в местах максимального сближения трубопровода с анодным заземлителем.

Рекомендуется также установка КИПов:

- в местах пересечения трубопровода с рельсами электрифицированного транспорта;

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

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

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

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

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

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

4.3.12 С целью обеспечения эффективности ЭХЗ трубопроводов в проекте должна быть предусмотрена установка электроизолирующих соединений (электроизолирующих фланцев, муфт, вставок, сгонов и др.), для газопроводов в соответствии со СНиП 11-01-95.

4.3.13 Установку электроизолирующих соединений следует предусматривать:

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

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

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

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

- для электрической изоляции отдельных участков трубопровода от остального трубопровода.

4.3.14 Выбор способа ЭХЗ осуществляют следующим образом.

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

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

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

- в грунтах с удельным сопротивлением не более 50 Ом x м для отдельных участков трубопроводов небольшой протяженности, не имеющих электрических контактов с другими сооружениями, при отсутствии опасности блуждающих токов или при наличии опасности блуждающих токов, если вызываемое ими среднее смещение потенциала от стационарного не превышает +0,3 В (с применением вентильных устройств); для участков трубопроводов, электрически отсеченных от общей сети изолирующими соединениями, а также в случаях, когда расчетные защитные токи относительно малы (например, <= 1 А), или как дополнительное средство, когда действующие катодные станции не обеспечивают защиту отдельных участков трубопроводов;

- для защиты трубопроводов сжиженного газа.

4.3.15 Основные требования к преобразователям для катодной защиты и электродренажам:

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

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

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

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

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

6. Технический ресурс преобразователей, усиленных и поляризованных электродренажей должен быть не менее 50 000 ч.

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

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

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

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

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

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

Таблица 4.3.1

Технические данные магниевых гальванических анодов, упакованных с активатором

Тип анода	Габаритные размеры, мм		Масса (округленно), кг
	диаметр	длина
ПМ-5У	165	580	16
ПМ-10У	200	700	30
ПМ-20У	270	710	60

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

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

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

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

В случае расстояния между трубопроводами свыше 5 м электроперемычки следует предусматривать кабелем, имеющим общее сечение жил не менее 50 мм2 по меди. Присоединение кабелей к трубопроводам выполняется через контактные устройства.

Примечание:

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

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

Проектирование ЭХЗ вновь прокладываемых трубопроводов

4.3.19 Проектирование ЭХЗ вновь прокладываемых подземных трубопроводов осуществляется одновременно с проектированием трубопроводов.

4.3.20 Объемы измерений, выполняемых при определении коррозионной агрессивности грунтов, наличия блуждающих постоянных токов и переменных токов и зон их опасного влияния, определяются в соответствии с разд. 4.2, объем дополнительных данных - по п.п. 4.3.4 настоящей Инструкции.

4.3.21 Параметры системы ЭХЗ определяются расчетным путем. При основных расчетах должны быть определены количество, параметры и места расположения катодных станций, электродренажных установок, гальванических анодов (протекторов) и анодных заземлителей.

4.3.22 Расчет 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 может проводиться по методике, приведенной в Приложении П. Методика основана на вычислении средней плотности защитного тока для всех сооружений на данной территории с учетом площади поверхности сооружений каждого типа, площади территории и среднего удельного сопротивления грунта и наиболее пригодна при низких или невысоких сопротивлениях изоляции и (или) значительных утечках защитного тока на посторонние (не защищенные) сооружения. При использовании данной методики радиус действия и ток одной установки вычисляют по формулам (13) и (11) Приложения П. В Приложении П приведен также конкретный пример расчета совместной ЭХЗ.

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

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

4.3.25 Расчет анодных заземлений системы ЭХЗ производят с учетом п. 4.3.17, исходя из необходимого тока катодной защиты и геолого-геофизического разреза грунта на местности, полученного методом вертикального электрического зондирования и отражающего строение грунта, толщины и удельные сопротивления его слоев. Указанные характеристики грунта вместе с типом, размерами и количеством анодных заземлителей определяют сопротивление растеканию тока анодного заземления, а сила тока и характеристики самого заземления - срок его службы.

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

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

4.3.28 При использовании программы АРМ ЭХЗ-6П расчет анодного заземления из вертикальных или горизонтальных заземлителей в однородном грунте производится самой программой после расчета и выбора системы катодной защиты.

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

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

Проектирование ЭХЗ действующих трубопроводов

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

4.3.32 Методики расчета ЭХЗ проектируемых трубопроводов (пп. 4.3.19 - 4.3.30) могут быть применены и для действующих трубопроводов. Однако в данном случае более надежен метод опытного включения. Выбор параметров поляризованного дренажа осуществляется, как правило, методом опытного включения.

4.3.33 В результате опытного включения устанавливают тип ЭХЗ (дренажная или катодная) и основные ее параметры, а также пункты присоединения дренажных кабелей к подземным сооружениям и источникам блуждающих токов или места установки анодных заземлений; зону действия защиты; характер влияния защиты на смежные сооружения, необходимость и возможность осуществления совместной защиты.

4.3.34 Объем измерений, выполняемых при опытном включении, определяется организацией, проектирующей защиту. Порядок измерений излагается в программе, составленной перед началом работ, в которой указываются режимы работы защиты при опытном включении, пункты измерений на трубопроводах и смежных сооружениях, продолжительность измерений в каждом пункте с указанием размещения измерительных приборов.

4.3.35 Измерения потенциалов смежных сооружений в период опытного включения установок ЭХЗ, как правило, выполняются организациями, эксплуатирующими эти сооружения. В отдельных случаях эти работы выполняются организацией, проектирующей защиту, в присутствии представителей эксплуатационных организаций, в ведении которых находятся смежные сооружения.

4.3.36 При испытаниях установок ЭХЗ должны быть приняты меры по исключению их вредного влияния на смежные сооружения.

4.3.37 Вредное влияние защиты на смежные подземные металлические сооружения может быть устранено уменьшением тока защиты; регулировкой режима работы защиты на смежных сооружениях (если они оснащены ЭХЗ); включением смежных сооружений в систему совместной защиты.

4.3.38 Для опытного включения при отсутствии передвижных лабораторий можно использовать выпускаемые электродренажные установки и катодные станции.

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

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

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

4.3.40 Не допускается непосредственное присоединение установок дренажной защиты к отрицательным шинам тяговых станций трамвая, а также к сборке отрицательных линий этих подстанций. Не допускается присоединять усиленный дренаж в анодных зонах рельсовой сети, а также к рельсам деповских путей.

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

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

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

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

4.3.44 При опытном включении в качестве дренажного кабеля можно использовать шланговые кабели сечением 16-120 мм2.

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

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

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

4.3.46 На опытное включение дренажной установки должно быть получено разрешение транспортного ведомства. Представитель ведомства при опытном включении присоединяет дренажный кабель к сооружениям источников блуждающих токов.

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

4.3.48 Измерение тока дренажа, потенциалов защищаемого трубопровода, смежных подземных сооружений и рельсов электротранспорта производят в соответствии с режимами работы защиты, намеченными программой.

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

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

4.3.50 При опытном включении катодной защиты для установки временных заземлений, как правило, выбирают участки, на которых впоследствии предполагается разместить и стационарные заземления.

4.3.51 Временное анодное заземление представляет собой ряд металлических электродов, помещенных вертикально в грунт на расстоянии 2-3 м друг от друга в 1 или 2 ряда. В качестве электродов обычно применяет# некондиционные трубы диаметром 25-50 мм и длиной 1,5-2 м, забитые в землю на глубину 1-1,5 м.

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

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

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

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

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

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

Примечание:

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

4.4 Производство строительно-монтажных работ по электрохимической защите

4.4.1 Перед началом строительства проект должен быть зарегистрирован Подрядчиком в организации, осуществляющей такую регистрацию.

Регистрирующая проект организация проверяет действительность на текущий момент согласований проекта, определяет соответствие предусмотренных проектом мероприятий возможностям и требованиям текущего периода, необходимость реализации проекта к моменту регистрации и наличие лицензии у Подрядчика.

Необходимые изменения, вносящиеся в проект на этой стадии, должны быть согласованы со всеми заинтересованными организациями, согласовавшими проект при его разработке, и новыми организациями, чьи интересы затрагиваются при внесении этих изменений в проект.

4.4.2 До начала строительно-монтажных работ строительная организация получает в соответствующих местных органах власти разрешение на производство работ, после чего вызывает на место производства работ представителей всех заинтересованных организаций, уточняет с их помощью наличие и местоположение в зоне производства работ подземных сооружений и коммуникаций, согласовывает с ними план производства работ.

От организации, чьи подземные сооружения или коммуникации находятся в непосредственной (до 5 м) близости к местам производства работ, должны быть получены письменные уведомления с привязками этих сооружений или коммуникаций и особыми требованиями к организации производства работ, если они имеются.

Примечание:

Местными органами власти может быть установлен и другой порядок организации подготовки к строительно-монтажным работам, в соответствии с которым Подрядчик получает уведомления непосредственно по месту размещения заинтересованных организаций. В этих случаях необходимость вызова их представителей на место производства работ определяется в момент получения уведомления.

4.4.3 Перед началом строительно-монтажных работ Подрядчик извещает о дате начала работ Заказчика, проектную организацию, организацию, осуществляющую технический надзор за строительством, и организацию, на обслуживание которой будет# передаваться строящиеся защитные установки.

Сроки извещения о начале строительно-монтажных работ определяются указанными организациями.

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

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

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

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

4.4.7 Отступления от проектных решений в процессе строительства допускаются после согласований с проектными организациями, эксплуатационными организациями и Заказчиками, а также с территориальными организациями - держателями геофонда, в случаях, когда отступления связаны с размещением подземных сооружений.

Если отступления затрагивают интересы других организаций, они должны быть предварительно с ними согласованы.

4.4.8 Приварку контактных устройств, электроперемычек и контрольных проводников к действующим трубопроводам осуществляют организации, которые эксплуатируют эти трубопроводы, по договорам с Подрядчиками.

Приварку контактных устройств, электроперемычек и контрольных проводников к строящимся трубопроводам осуществляют специализированные строительные организации, имеющие лицензии на производство сварочных работ на трубопроводах, и паспортированные сварщики.

Все работы, связанные с присоединениями дренажных кабелей к соответствующим устройствам сети электрифицированного транспорта, производят в соответствии с предписаниями эксплуатационных организаций (железных дорог и трамвая) и в присутствии представителей этих организаций.

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

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

Перед оборудованием контрольно-измерительных пунктов стационарными медно-сульфатными электродами сравнения необходимо проводить лабораторный предустановочный контроль последних, в процессе которого строительной организацией проверяется переходное сопротивление "электрод - влагонасыщенный песок".

С этой целью до начала измерений электроды выдерживают в нормальных климатических условиях не менее 3 ч.

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

Кювету из нержавеющей стали или алюминия размерами 30 x 30 x 10 см заполняют песком на высоту 9 см. Песок увлажняют до полного насыщения раствором NaCl с концентрацией 500 мг на 1 литр воды.

Электроды устанавливают поочередно на поверхность песка в средней части кюветы. Для создания надежного электролитического контакта ионообменной мембраны электрода с песком основание электродов следует обмазать указанным увлажненным песком, втерев его в защитную решетку на дне электрода.

Через 10 +- 1 мин после установки электродов в кювету измеряют переходное сопротивление электродов омметром (например, мультиметром 43313.1). Измерительные проводники от омметра присоединяют к электроду сравнения и кювете.

Переходное сопротивление "электрод - влагонасыщенный песок" должно быть не более 15 кОм.

Стационарный электрод сравнения с датчиком потенциала устанавливают в КИПе так, чтобы дно корпуса и датчик находились на уровне нижней образующей трубопровода и на расстоянии 100 мм от его боковой поверхности. При этом плоскость датчика должна быть перпендикулярна к оси трубопровода, а на боковой поверхности трубопровода не должно быть дефектов в изоляции.

Медносульфатные электроды сравнения после установки (так же, как контрольно-измерительные пункты, электроперемычки, контактные устройства, индикаторы коррозии и др.) необходимо засыпать вручную.

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

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

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

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

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

В качестве нагрузки могут быть использованы проволочные или ленточные сопротивления, в частности, намотанные на изолированную трубу.

Для каждого из испытываемых преобразователей величина нагрузочного сопротивления должна быть равна отношению номинального выходного напряжения к номинальному выходному току.

Все преобразователи проверяются в режиме ручного управления. С помощью ручки переменного резистора проверяются: возможность установки номинальных выходных параметров, диапазон регулирования выходного напряжения, значение которого должно меняться в пределах, указанных в паспорте.

При номинальном напряжении устанавливается номинальный ток и производится трехкратное отключение и включение питающего напряжения, затем проверяется работоспособность преобразователя при работе в номинальном режиме в течение не менее 1 ч.

Указанные выше испытания проводятся на обеих ступенях выходного напряжения преобразователя.

Номинальное выходное напряжение, В	R_1, кОм +- 10%	R_2, кОм +- 10%
24	6,2	1,5
48	13	1,5

Затем автоматические преобразователи переводятся в режим автоматического поддержания разности потенциалов между трубопроводом и электродом сравнения. Согласно схеме к преобразователю подключается делитель напряжения на резисторах. Поочередно устанавливается заданная разность потенциалов 0,8; 2,0 и 3,5 В и измеряется разность потенциалов на клеммах блока управления. Измерения производятся прибором с входным сопротивлением не менее 200 кОм/В. Разница между значениями измеряемой и заданной разности потенциалов не должна превышать указанных в паспорте значений.

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

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

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

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

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

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

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

4.4.22 После завершения строительно-монтажных работ в полном объеме строительные организации передают Заказчикам для организации выполнения наладочных работ следующую документацию:

- Проект со всеми согласованиями отступлений от него, допущенными в ходе строительно-монтажных работ	- 1 экз.
- Исполнительные чертежи:	- 1 экз.
масштаб 1:500 на кальке с отметкой о приемке их в геофонд и в копиях	- 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.

Рекомендуемые формы приемо-сдаточной документации приведены в Приложении X.

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

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

4.5 Пуско-наладочные работы

4.5.1 Пуско-наладочные работы проводятся перед приемкой ЭХЗ и включают осмотр и проверку всех доступных элементов ЭХЗ и контроль потенциала трубопровода во всех пунктах измерений, указанных в проекте ЭХЗ.

Наладка установок ЭХЗ выполняется специализированными организациями, имеющими лицензию на выполнение этих работ.

4.5.2 Заказчик 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 В процессе наладочных работ преобразователи установок ЭХЗ должны пройти тщательный технический осмотр, проверку правильности всех внешних подключений и проверку плотности всех контактов. Выявленные в ходе осмотра и проверки недостатки устраняются работниками наладочных организаций, а выявленные неверные внешние подключения исправляются работниками строительно-монтажных организаций.

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

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

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

4.5.7 На первом этапе наладочных работ производятся измерения потенциалов защищаемых сооружений при проектных режимах работы установок ЭХЗ.

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

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

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

4.5.11 Полученные результаты измерений первого этапа с учетом измерений на смежных коммуникациях анализируются, и принимаются решения по корректировке режимов работы установок защиты.

4.5.12 В случае необходимости изменения режимов работы ЭХЗ измерения повторяются во всех пунктах, находящихся в зонах действия защитных установок с измененными режимами работы.

4.5.13 Корректировка режимов работы ЭХЗ может производиться неоднократно до достижения желаемых результатов.

4.5.14 В конечном итоге на защитных установках должны быть установлены минимально возможные защитные токи, при которых на защищаемых сооружениях во всех пунктах измерений достигаются защитные потенциалы, по абсолютной величине не ниже минимально допустимых и не более максимально допустимых.

4.5.15 Окончательно установленные режимы работы защитных установок должны быть согласованы со всеми организациями, имеющими подземные сооружения в зонах действия налаживаемых установок, о чем они дают подтверждения в своих заключениях (справках).

4.5.16 В случаях, когда в ходе наладочных работ не удается достигнуть на защищаемых сооружениях требуемых защитных потенциалов во всех пунктах измерений, наладочная организация совместно с проектной и эксплуатационной организациями разрабатывает перечень необходимых дополнительных мероприятий и направляет их Заказчику для принятия соответствующих мер.

4.5.17 До реализации дополнительных мероприятий зона эффективной защиты подземных сооружений остается уменьшенной.

4.5.18 Завершаются наладочные работы оформлением технического отчета по наладке установок ЭХЗ, который должен включать: полные сведения о защищаемых и смежных подземных сооружениях; действующих источниках блуждающих токов; показателях коррозионной опасности; о построенных и ранее действующих (если такие имеются) установках ЭХЗ; установленных на сооружениях электроперемычках; действующих и вновь построенных КИПах; электроизолирующих соединениях; полную информацию о выполненных работах и их результатах; таблицу с окончательно установленными параметрами работы установок ЭХЗ; таблицу потенциалов защищаемых сооружений в установленных окончательно режимах работы установок ЭХЗ; справки (заключения) владельцев смежных сооружений; заключение по наладке установок ЭХЗ; рекомендации по дополнительным мероприятиям по защите подземных сооружений от коррозии.

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

4.6 Порядок приемки и ввода в эксплуатацию установок электрохимической защиты

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

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

4.6.3 Данные проверки готовности объектов к сдаче заказчик сообщает организациям, входящим в состав приемной комиссии, не менее чем за сутки.

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

4.6.5 После ознакомления с исполнительной документацией и с техническим отчетом о пусконаладочных работах приемная комиссия выборочно проверяет выполнение запроектированных работ, средств и узлов ЭХЗ, в том числе изолирующих фланцевых соединений, контрольно-измерительных пунктов, перемычек и других узлов, а также эффективность действия установок ЭХЗ. Для этого измеряют электрические параметры установок и потенциалы трубопровода на участках, где в соответствии с проектом зафиксирован минимальный и максимальный защитный потенциал, а при защите только от блуждающих постоянных токов предусмотрено отсутствие положительных потенциалов.

Установки ЭХЗ, не соответствующие проектным параметрам, не должны подлежать приемке.

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

В случае необходимости может быть осуществлена приемка ЭХЗ во временную эксплуатацию на незаконченном строительством трубопроводе.

После окончания строительства ЭХЗ подлежит повторной приемке в постоянную эксплуатацию.

4.6.7 При приемке ЭХЗ на подземных трубопроводах, пролежавших в грунтах высокой коррозионной агрессивности более 6 мес., а в зонах опасного влияния блуждающих токов - более 1 мес., необходимо проверить их техническое состояние в соответствии с НТД и при наличии повреждений установить сроки их устранения.

4.6.8 Каждой принятой установке ЭХЗ присваивают порядковый номер и заводят специальный паспорт установки, в который заносят все данные приемочных испытаний.

4.7 Эксплуатация установок электрохимической защиты

4.7.1 При эксплуатации установок ЭХЗ должны проводиться периодические технические осмотры и проверка эффективности их работы.

На каждой защитной установке необходимо иметь журнал контроля, в который заносятся результаты осмотра и измерений.

4.7.2 Обслуживание установок ЭХЗ в процессе эксплуатации должно осуществляться в соответствии с графиком технических осмотров и планово-предупредительных ремонтов. График технических осмотров и планово-предупредительных ремонтов должен включать определение видов и объемов осмотров и ремонтных работ, сроки их проведения, указания по организации учета и отчетности о выполненных работах.

Основное назначение работ - содержание установок ЭХЗ защиты в состоянии полной работоспособности, предупреждение их преждевременного износа и отказов в работе.

4.7.3 Технический осмотр включает:

- осмотр всех элементов установки с целью выявления внешних дефектов, проверку плотности контактов, исправности монтажа, отсутствия механических повреждений отдельных элементов, отсутствия подгаров и следов перегревов, отсутствия раскопок на трассе дренажных кабелей и анодных заземлений;

- проверку исправности предохранителей;

- очистку корпуса дренажного и катодного преобразователя, блока совместной защиты снаружи и внутри;

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

- измерение поляризационного или суммарного потенциала трубопровода в точке подключения установки;

- производство записи в журнале установки о результатах выполненной работы.

4.7.4 Текущий ремонт включает:

- все работы по техническому осмотру;

- измерение сопротивления изоляции питающих кабелей;

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

4.7.5 Капитальный ремонт включает:

- все работы по техническому осмотру;

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

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

Отказ в работе оборудования должен быть зафиксирован аварийным актом, в котором указываются причины аварии и подлежащие устранению дефекты.

4.7.7 Рекомендуемые сроки проведения технических осмотров и планово-предупредительных ремонтов:

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

- текущий ремонт - 1 раз в год;

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

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

4.7.9 При проверке параметров электродренажной защиты измеряют дренажный ток, устанавливают отсутствие тока в цепи дренажа при перемене полярности трубопровода относительно рельсов, определяют порог срабатывания дренажа (при наличии реле в цепи дренажа или цепи управления), а также сопротивление в цепи электродренажа.

4.7.10 При проверке параметров работы катодной станции измеряют ток катодной защиты, напряжение на выходных клеммах катодной станции и потенциал трубопровода на контактном устройстве.

4.7.11 При проверке параметров установки гальванической защиты измеряют:

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

2) разность потенциалов между ГА и трубой;

3) потенциал трубопровода в точке присоединения ГА при подключенном ГА.

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

- прокладкой новых подземных сооружений;

- изменением конфигурации газовой и рельсовой сети в зоне действия защиты;

- установкой ЭХЗ на смежных коммуникациях.

4.7.13 Контроль эффективности ЭХЗ подземных стальных трубопроводов производится по поляризационному потенциалу или при отсутствии возможности его измерений - по суммарному потенциалу трубопровода в точке подключения установки ЭХЗ и на границах создаваемых ею зон защиты. Для подключения к трубопроводу могут быть использованы контрольно-измерительные пункты, вводы в здания и другие элементы трубопровода, доступные для производства измерений. На трубопроводе до места присоединения не должно быть фланцевых или электроизолирующих соединений, если на них не установлены электрические перемычки.

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

Примечание:

При использовании прибора типа ПКИ-02 проводник от трубопровода присоединяют к соответствующей клемме прибора.

Примечание:

При использовании прибора типа ПКИ-02 проводник от трубопровода присоединяют к соответствующей клемме прибора.

4.7.15 Для измерений поляризационного потенциала на нестационарных КИПах используют ВЭ и переносной медносульфатный электрод сравнения, устанавливаемые на время измерений в специальном шурфе.

Подготовку шурфа и установку ВЭ производят в следующем порядке:

В намеченном пункте измерений (где имеется возможность подключения к трубопроводу) с помощью трассоискателя или по привязкам на плане трассы трубопровода определяют месторасположение трубопровода.

Над трубопроводом или в максимальном приближении к нему в месте отсутствия дорожного 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 трубок гидравлических затворов, конденсатосборников и контрольных трубок (h - расстояние от поверхности земли до верхней образующей трубопровода).

Перед установкой в грунт ВЭ зачищают шкуркой шлифовальной (ГОСТ 6456-82) зернистостью 40 и меньше и насухо протирают. Предварительно из взятой со дна шурфа части грунта, контактирующего с ВЭ, должны быть удалены твердые включения размером более 3 мм. На выровненное дно шурфа насыпают слой грунта толщиной 30 мм. Затем укладывают ВЭ рабочей поверхностью вниз и засыпают его грунтом до отметки 60-80 мм 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. При наличии атмосферных осадков предусматривают меры против увлажнения грунта и попадания влаги в шурф.

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

Прерыватель тока обеспечивает попеременное подключение ВЭ к трубопроводу и к измерительной цепи.

Измерения на стационарных и нестационарных КИПах производят следующим образом. К соответствующим клеммам приборов (рис. 4.7.1 и 4.7.2) присоединяют контрольные проводники от трубопровода, ВЭ и электрода сравнения; включают прибор. Через 10 мин после включения прибора измеряют потенциалы с записью результатов через каждые 10 с или при использовании прибора ПКИ-02 - с хранением в памяти прибора. Продолжительность измерений при отсутствии блуждающих токов не менее 10 мин. При наличии блуждающих токов продолжительность измерений принимается в соответствии с рекомендациями, изложенными в п. 4.2.13.

Результаты измерений заносят в протокол (Приложение Ц).

Примечания:

1. Продолжительность измерений потенциала трубопровода в точке подключения установки защиты при ее техническом осмотре (см. п. 4.7.3) может составлять 5 мин.

2. Если на стационарном КИПе ВЭ постоянно подключен к катодно поляризуемому трубопроводу, то измерения поляризационного потенциала начинаются непосредственно после подключения прибора.

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

                                 n

                         Е   = Сумма Е /n

                          ср    i=1   i

 где   Сумма Е     -       сумма измеренных n значений  поляризационных

              i            потенциалов (В) за весь период измерений;

       n           -       общее число измерений.

4.7.18 По окончании измерительных работ на нестационарном КИП и извлечения из шурфа электрода сравнения и ВЭ шурф засыпают грунтом. В целях обеспечения возможности повторных измерений в данной точке на плане прокладки трубопровода делают привязку пункта измерений.

4.7.19 Для определения эффективности ЭХЗ по суммарному потенциалу (включающему поляризационную и омическую составляющие) используют приборы типа ЭВ 2234, 43313.1, ПКИ-02. Переносные электроды сравнения устанавливают на поверхности земли на минимально возможном расстоянии (в плане) от трубопровода, в том числе на дне колодца. Режим измерений - по п. 4.7.15.

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

                                 n

                         U   = Сумма U /n,

                          ср    i=1   i

 где сумма U  - сумма значений суммарного потенциала,

            i

  n  -  общее число отсчетов.

Результаты измерений заносятся в сводный журнал (Приложение Ц), а также могут фиксироваться на картах-схемах подземных трубопроводов.

4.7.21 При защите по смягченному критерию защищенности минимальный (по абсолютной величине) защитный поляризационный потенциал определяется по формуле:

                          Е    = Е   - 0,10 В,

                           мин    ст

 где Е   -  стационарный потенциал  вспомогательного электрода  (датчика

      ст    потенциала).

Поляризационный потенциал измеряют в соответствии с п. 4.7.15.

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

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

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

4.7.23 Сопротивление растеканию тока анодного заземления следует измерять во всех случаях, когда режим работы катодной станции резко меняется, но не реже 1 раза в год.

Сопротивление растеканию тока анодного заземления определяют как частное от деления напряжения на выходе катодной установки на ее выходной ток или с помощью прибора М-416 и стальных электродов по схеме на рис. 4.7.3.

При длине анодного заземлителя l_а.з питающий электрод относят на расстояние b >= 31_а.з, измерительный электрод - на расстояние а >= 21_а.з

4.7.24 Сопротивление защитного заземления электроустановок измеряют не реже 1 раза в год. Схема измерения сопротивления растеканию тока защитного заземления приведена на рис. 4.7.3. Измерения следует производить в наиболее сухое время года.

4.7.25 Исправность электроизолирующих соединений проверяют не реже 1 раза в год. Для этой цели используют специальные сертифицированные индикаторы качества электроизолирующих соединений.

При отсутствии таких индикаторов измеряют падение напряжения на электроизолирующем соединении или синхронно потенциалы трубы по обеим сторонам электроизолирующего соединения. Измерение проводят при помощи двух милливольтметров. При исправном электроизолирующем соединении синхронное измерение показывает скачок потенциала.

В случае применения изолирующих вставок ЗАО "Экогаз" (г. Владимир), имеющих металлическую муфту, изолированную с обеих сторон от трубопровода, проверить их исправность можно определением сопротивлений муфты относительно каждой из сторон трубопровода с помощью мегомметра напряжением до 500 В. Сопротивление должно быть не менее 200 кОм.

Результаты проверки оформляют протоколами согласно Приложению Ч.

4.7.26 Если на действующей установке ЭХЗ в течение года наблюдалось 6 и более отказов в работе преобразователя, последний подлежит замене. Для определения возможности дальнейшего использования преобразователя необходимо провести его испытание в объеме, предусмотренном требованиями предустановочного контроля.

4.7.27 В случае если за время эксплуатации установки ЭХЗ общее количество отказов в ее работе превысит 12, необходимо провести обследование технического состояния трубопровода по всей длине защитной зоны.

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

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

В тех случаях, когда в зоне действия вышедшей из строя установки ЭХЗ защитный потенциал трубопровода обеспечивается соседними установками ЭХЗ (перекрывание зон защиты), то срок устранения неисправности определяется руководством эксплуатационной организации.

4.8 Эксплуатационный контроль состояния изоляции и опасности коррозии трубопроводов

4.8.1 Во всех шурфах, отрываемых при ремонте, реконструкции и ликвидации дефектов изоляции или коррозионных повреждений трубопровода, должны определяться коррозионное состояние металла и качество изоляционного покрытия.

4.8.2 При обнаружении коррозионного повреждения на действующем трубопроводе проводится обследование с целью выявления причины коррозии и разработки противокоррозионных мероприятий.

Форма акта обследования утверждается руководителем хозяйства, эксплуатирующего данный трубопровод.

В акте должны быть отражены:

- год ввода в эксплуатацию данного участка трубопровода, диаметр трубопровода, толщина стенки, глубина укладки;

- тип и материал изоляционного покрытия;

- состояние покрытия (наличие повреждений);

- толщина, переходное сопротивление, адгезия покрытия;

- коррозионная агрессивность грунта;

- наличие опасного действия блуждающих токов;

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

- данные измерения поляризационного потенциала трубы и потенциала трубы при выключенной защите;

- состояние наружной поверхности трубы вблизи места повреждения, наличие и характер продуктов коррозии, количество и размеры повреждений и их расположение по периметру трубы.

При обнаружении высокой коррозионной агрессивности грунта или опасного действия блуждающих токов при шурфовом обследовании следует дополнительно определить коррозионную агрессивность грунта и наличие опасного действия блуждающих токов на расстоянии около 50 м по обе стороны от места повреждения по трассе трубопровода.

В заключении должна быть указана причина коррозии и предложены противокоррозионные мероприятия.

Возможная форма акта приведена в Приложении Ш.

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

4.8.4 Оценка коррозионной агрессивности грунтов (по п.п. 4.2.1 - 4.2.8) по трассе трубопроводов, ранее не требовавших ЭХЗ, проводится 1 раз в 5 лет, а также при каждом изменении коррозионных условий.

4.8.5 На участках трубопровода, где произошло коррозионное повреждение, после его ликвидации целесообразно предусмотреть установку индикаторов коррозии (п. 4.3.11 и Приложение О).

Заместитель Министра энергетики Российской Федерации

Г.С. Устюжанин