|
Стр. 1
МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПРИКАЗ
от 29 декабря 2001 г. N 375
О ВВЕДЕНИИ В ДЕЙСТВИЕ
ИНСТРУКЦИИ ПО ЗАЩИТЕ ГОРОДСКИХ ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
ОТ КОРРОЗИИ (РД 153-39.4-091-01)
Руководящий документ "Инструкция по защите городских подземных
трубопроводов от коррозии" (РД 153-39.4-091-01) разработан
государственным унитарным предприятием "Академия коммунального
хозяйства им. К.Д. Памфилова" (ГУП "АКХ") по заданию Департамента
газовой промышленности и газификации (государственный контракт от
16 августа 2000 г. N 00-27-03б) и согласован с Госгортехнадзором
России.
В целях установления единого порядка в проектировании,
организации проведения противокоррозионных мероприятий по защите
изоляционных покрытий и электрохимической защите подземных
городских трубопроводов и резервуаров предприятиями и
организациями независимо от форм собственности и ведомственной
подчиненности приказываю:
1. Принять и ввести в действие с 1 февраля 2002 г. Инструкцию
по защите городских подземных трубопроводов от коррозии
(РД 153-39.4-091-01).
2. Поручить ГУП "АКХ" (по согласованию):
2.1. Оказание организациям и предприятиям ТЭК методической
помощи по внедрению РД 153-39.4-091-01.
2.2. Издание и распространение РД 153-39.4-091-01 отраслевым
структурам управления ТЭК (тел.: 095-490-3800).
3. Контроль за исполнением настоящего Приказа возложить на
заместителя Министра Устюжанина Г.С.
Министр
И.Х.ЮСУФОВ
ИНСТРУКЦИЯ
ПО ЗАЩИТЕ ГОРОДСКИХ ПОДЗЕМНЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
РД 153-39.4-091-01
ПРЕДИСЛОВИЕ
1. Разработан ГУП "Академия коммунального хозяйства им. К.Д.
Памфилова" (АКХ).
Внесен Департаментом газовой промышленности и газификации
Минэнерго России и ОАО "Росгазификация".
2. Согласован с Госгортехнадзором России (письмо N 03-35/271
от 04.06.2001), ОАО "Росгазификация" (письмо N 17-334 от
13.04.2001).
3. Принят и введен в действие Приказом Минэнерго России N 375
от 29 декабря 2001 г.
4. Взамен "Инструкции по защите городских подземных
трубопроводов от электрохимической коррозии", утвержденной ВО
"Росстройгазификация" при Совете Министров РСФСР 06.12.1989.
Срок введения - с 1 февраля 2002 г.
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 пусконаладке 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 содержатся 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 ), необходимого для
к
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
---------------------T-------------------T-----------------------¬
¦ Коррозионная ¦Удельное электриче-¦ Средняя плотность ¦
¦агрессивность грунта¦ское сопротивление ¦катодного тока, А/кв. м¦
¦ ¦грунта, Ом x м ¦ ¦
+--------------------+-------------------+-----------------------+
¦Низкая ¦Свыше 50 ¦Менее 0,05 ¦
+--------------------+-------------------+-----------------------+
¦Средняя ¦От 20 до 50 ¦От 0,05 до 0,20 ¦
+--------------------+-------------------+-----------------------+
¦Высокая ¦Менее 20 ¦Свыше 0,20 ¦
L--------------------+-------------------+------------------------
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/кв. см (10 А/кв. м) 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 -C 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 медно-сульфатному 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 -C 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 электропередачи,
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:
E = E - 0,10, В,
мин ст
где E - 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 п.
п. 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 (п. п. 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 также 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 защитных покрытий усиленного и весьма усиленного
типов должна соответствовать требованиям табл. 3.2.1.
Таблица 3.2.1
----T-------------------T----------------------------------------¬
¦ N ¦ Диаметр трубы, мм ¦ Толщина покрытия, мм, не менее ¦
¦п/п¦ +----------------T-----------------------+
¦ ¦ ¦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 ¦
L---+-------------------+----------------+------------------------
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
ПОКРЫТИЯМ ВЕСЬМА УСИЛЕННОГО ТИПА <*>
--------------------------------
<*> 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.
----T-----------------------------------T------------------------¬
¦ N ¦ Наименование показателей ¦Нормируемые значения для¦
¦п/п¦ ¦ покрытий ВУС-типа ¦
+---+-----------------------------------+------------------------+
¦1 ¦Адгезия к стальной поверхности, ¦35,0 (3,5) ¦
¦ ¦Н/см (кгс/см), не менее ¦ ¦
+---+-----------------------------------+------------------------+
¦2 ¦Адгезия к стальной поверхности ¦35,0 (3,5) ¦
¦ ¦после выдержки в воде в течение ¦ ¦
¦ ¦1000 часов при 20 -C, Н/см (кгс/см)¦ ¦
+---+-----------------------------------+------------------------+
¦3 ¦Диэлектрическая сплошность ¦5,0 ¦
¦ ¦покрытия. Отсутствие пробоя при ¦ ¦
¦ ¦напряжении, кВ/мм, не менее ¦ ¦
+---+-----------------------------------+------------------------+
¦4 ¦Прочность при ударе при темпера- ¦ ¦
¦ ¦турах от минус 40 -C до плюс 40 -C,¦ ¦
¦ ¦Дж на мм толщины покрытия, не ¦ ¦
¦ ¦менее: ¦ ¦
¦ ¦для труб диаметром 57 мм ¦3,5 ¦
¦ ¦для труб диаметром 76 - 159 мм ¦4,25 ¦
¦ ¦для труб диаметром 219 мм и более ¦5,0 ¦
+---+-----------------------------------+------------------------+
¦5 ¦Толщина в зависимости от ¦От 2,2 до 3,5 ¦
¦ ¦диаметра труб, мм ¦ ¦
+---+-----------------------------------+------------------------+
¦6 ¦Переходное электросопротивление ¦ ¦
¦ ¦при 20 -C, Ом x кв. м, не менее ¦ ¦
¦ ¦ ¦ 9 ¦
¦ ¦исходное ¦1 x 10 ¦
¦ ¦ ¦ 8 ¦
¦ ¦через 100 суток выдержки в 3% ¦1 x 10 ¦
¦ ¦растворе NaCl ¦ ¦
+---+-----------------------------------+------------------------+
¦7 ¦Площадь отслаивания покрытия ¦5,0 ¦
¦ ¦после катодной поляризации при ¦ ¦
¦ ¦20 -C (ГОСТ Р 51164-98, ¦ ¦
¦ ¦приложение В), кв. см, не более ¦ ¦
+---+-----------------------------------+------------------------+
¦8 ¦Максимальная температура ¦60 ¦
¦ ¦эксплуатации, -C ¦ ¦
L---+-----------------------------------+-------------------------
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.
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 -C 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 -C. 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 -C, 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
----T--------------T---------------------------------------------¬
¦ N ¦Диаметр трубы,¦ Толщина покрытия, мм, не менее ¦
¦п/п¦ мм +-------T----------T--------------------------+
¦ ¦ ¦усилен-¦ весьма ¦для строительства трубо- ¦
¦ ¦ ¦ного ¦усиленного¦проводов, прокладываемых ¦
¦ ¦ ¦типа ¦ типа ¦методом прокола и протас- ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦киванием 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 ¦
L---+--------------+-------+----------+---------------------------
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
----T-----------------------------------T------------------------¬
¦ N ¦ Наименование показателей ¦ Нормируемые значения ¦
¦п/п¦ ¦ ¦
+---+-----------------------------------+------------------------+
¦1 ¦Адгезия к стальной поверхности, ¦70,0 (7,0) - для труб ¦
¦ ¦Н/см (кгс/см), не менее ¦диаметром до 1220 мм ¦
¦ ¦ ¦100,0 (10,0) - для труб ¦
¦ ¦ ¦диаметром 1220 и выше ¦
+---+-----------------------------------+------------------------+
¦2 ¦Адгезия к стальной поверхности ¦35,0 (3,5) - для труб ¦
¦ ¦после выдержки в воде в течение ¦диаметром до 1220 мм ¦
¦ ¦1000 часов при 20 -C, Н/см (кгс/см)¦70,0 (7,0) - для труб ¦
¦ ¦ ¦диаметром 1220 и выше ¦
+---+-----------------------------------+------------------------+
¦3 ¦Диэлектрическая сплошность при ¦Отсутствие пробоя при ¦
¦ ¦напряжении, кВ ¦напряжении 25 кВ ¦
+---+-----------------------------------+------------------------+
¦4 ¦Ударная прочность, Дж на 1 мм ¦8,0 - для труб ¦
¦ ¦толщины покрытия, не менее ¦диаметром до 1220 мм ¦
¦ ¦ ¦10,0 - для труб ¦
¦ ¦ ¦диаметром 1220 выше ¦
+---+-----------------------------------+------------------------+
¦5 ¦Толщина в зависимости от диаметра ¦от 1,5 до 3,0 (см. ¦
¦ ¦труб, мм ¦табл. 3.3.1) ¦
+---+-----------------------------------+------------------------+
¦6 ¦Переходное электросопротивление, ¦ ¦
¦ ¦при 20 -C, Ом x кв. м, не менее ¦ ¦
¦ ¦ ¦ 10 ¦
¦ ¦- исходное ¦1 x 10 ¦
¦ ¦ ¦ 9 ¦
¦ ¦- через 100 суток выдержки в 3% ¦1 x 10 ¦
¦ ¦растворе NaCl ¦ ¦
+---+-----------------------------------+------------------------+
¦7 ¦Площадь отслаивания покрытия ¦5,0 - для труб диаметром¦
¦ ¦при катодной поляризации при 20 -C ¦от 219 до 1020 мм ¦
¦ ¦(ГОСТ Р 51164-98, приложение В), ¦4,0 - для труб диаметром¦
¦ ¦кв. см, не более ¦1220 и выше ¦
+---+-----------------------------------+------------------------+
¦8 ¦Максимальная температура ¦80 ¦
¦ ¦эксплуатации, -C ¦ ¦
L---+-----------------------------------+-------------------------
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 POLYPROPYLENE BB125E 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
|
