ОНТП 51-1-85, часть 4

• часть 1
• часть 2
• часть 3
• часть 4
• часть 5
• часть 6
• часть 7
• часть 8
• часть 9

Следует предусматривать защиту наружной поверхности тепловой изоляции трубопроводов кожухом из алюминиевого или оцинкованного стального листа.

ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ

4.26. Систему технологических дренажей следует предусматривать для сбора жидкого хладоагента из “сухих“ отделителей жидкости и обвязочных коммуникаций компрессоров.

4.27. Постоянный отвод жидкости из отделителей жидкости должен выполняться самотеком в специальные сборники на аппаратах или в отдельные стоящие дренажные ресиверы вместимостью от 3 до 5 м³ каждый.

Отвод жидкости из всасывающих и нагнетательных трубопроводов следует предусматривать самотечным в специальный дренажный ресивер.

4.28. Для опорожнения от хладоагента отдельного оборудования или коммуникаций следует принимать установку дренажного ресивера вместимостью, равной максимальной вместимости одного из технологических аппаратов.

4.29. Для опорожнения холодильной установки или отдельных ее элементов во время аварий следует предусматривать аварийный дренажный резервуар вместимостью, равной вместимости наибольшего аппарата. Сброс хладоагента в аварийный дренажный резервуар должен быть самотечным. Резервуар следует размещать вне габаритов установки охлаждения газа, определяемых выступающими частями оборудования или трубопроводов; расстояние от резервуара до установки должно быть не менее 10 м.

4.30. На станциях охлаждения газа следует устанавливать вспомогательный компрессорно-конденсаторный агрегат (для отсоса паров хладоагента из системы, передавливания парами высокого давления жидкого хладоагента и других операций) и вакуум-насос.

4.31. В системе отделения инертов, предназначенной для удаления из холодильного контура неконденсирующихся газов, следует предусматривать отбор газа в следующих точках:

на коллекторах обвязки конденсаторов;

на линейных ресиверах.

4.32. Следует предусматривать не менее двух отделителей инертов с поверхностью теплопередачи от 10 до 15 м² каждый.

4.33. Для предотвращения разряжения в аппаратах холодильной установки в холодный период следует обеспечивать подачу инертного или природного газа. Допустимое минимальное давление в системе не должно быть ниже 0,15 МПа (абс.).

4.34. Для удаления накапливающихся в испарителе высококипящих примесей (масла, тяжелых углеводородов и др.) следует предусматривать ресивер вместимостью 10 м³ с подогревателем для отпарки хладоагента.

4.35. Необходимо предусматривать продувку инертным газом (азотом) всех отключаемых аппаратов или отдельных участков трубопроводов холодильной установки. Применение продуктов сгорания природного газа не рекомендуется.

Неснижаемый запас инертного газа должен быть не менее трех объемов наибольшего аппарата станции охлаждения газа.

4.36. Вспомогательные системы компрессорного оборудования (топливного и пускового газа, маслоснабжения, охлаждения масла и воды, аварийного слива масла из агрегатов, воздухоснабжения и др.) следует проектировать в соответствии с требованиями раздела “Компрессорные станции” настоящих норм.

СКЛАДЫ ХЛАДОАГЕНТА

4.37. Безвозвратные потери хладоагента следует определять согласно “Методическим указаниям по расчету норм расхода хладоагентов”, утвержденных Мингазпромом.

Объем хдадоагента, хранимого на складе, следует определять с учетом возможности его получения и транспортных средств. При доставке хладоагента только водным путем следует предусматривать хранение его годового запаса.

4.38. При работе станций охлаждения газа на смеси хладоагентов необходимо предусматривать резервуары для хранения отдельных компонентов, а также резервуары для приготовления смесей.

4.39. В составе склада следует предусматривать:

резервуарный парк для приема и хранения хладоагента;

резервуар или баллоны для хранения инертного газа (азота);

насосно-компрессорное отделение для разгрузки хладоагента, подачи на станцию охлаждения газа и внутрискладских перекачек;

факел либо свечу рассеивания;

сливо-наливные устройства (эстакады).

4.40. При проектировании склада хладоанента следует руководствоваться главой СНиП II-37-76.

ФАКЕЛЬНАЯ СИСТЕМА

4.41. На станции охлаждения газа следует предусматривать факельную систему для отвода и сжигания хладоагента, поступающего при срабатывании предохранительных клапанов, а также периодических сбросах при продувках компрессоров, аппаратов и трубопроводов станции охлаждения и склада хладоагента.

4.42. В составе факельной системы следует предусматривать:

факельные трубы (факелы);

дренажные устройства;

газопроводы от установок до факела с системой автоматики;

трубопроводы топливного газа, воздуха, инертного газа.

4.43. Диаметр трубопроводов сбросных газов должен определяться с учетом наибольшего сброса газа одной из подключаемых установок станции охлаждения газа одного газопровода или склада хладоагента с коэффициентом 1,2.

Наибольший аварийный сброс следует принимать:

на станции охлаждения газа - от предохранительных клапанов трех соседних аппаратов с наибольшим сбросом паров;

на складе хладоагента - от предохранительных клапанов трех резервуаров.

4.44. Допустимые потери давления в факельной системе ( до верха факельной трубы при максимальном сбросе) следует принимать 0,1 МПа.

4.45. Диаметр факела следует определять по максимально допустимой скорости истечения газа в атмосферу, равной 80 м/с, но не более 0,3 числа Маха.

Высоту факела следует определять расчетом, исходя из допустимой поверхностной плотности теплового потока на расстоянии 50 м (на линии ограждения факела), которая не должна превышать 7000 Вт/м² (6000 ккал/м² · час). Расчет высоты факела следует производить по методике, приведенной в “Нормах технологического проектирования газоперерабатывающих заводов”. Высота факела должна быть не менее 30 м.

4.46. Факельные трубы следует предусматривать:

с электрозапальным устройством с дистанционным управлением и автоматическим зажиганием факела;

с горелками постоянного действия;

с огнеоградителем (предпочтительно типа “газостатический затвор”), устанавливаемым под факельной горелкой.

Во избежание попадания воздуха в факельную систему должна предусматриваться подача затворного газа в ствол факела.

Расчет количества затворного газа следует производить в соответствии с “Нормами технологического проектирования газоперерабатывающих заводов”.

4.47. Верхнюю часть факельной трубы (не менее 4 м) необходимо предусматривать из жаропрочной стали с ветрозащитным устройством.

На факеле следует предусматривать лестницу с площадками через каждые 6 м и площадку для обслуживания запальных устройств и горелок постоянного действия.

4.48. Трубопроводы для сброса паров хладоагента на факел следует выполнять надземно с уклоном не менее 0,002 по ходу, 0,003 - против хода. При невозможности выполнения одностороннего уклона в наиболее низких точках необходимо предусматривать дренажные устройства.

4.49. Для поведения ремонтных работ на факельных трубопроводах допускается установка задвижек, которые должны быть опломбированы в открытом положении на границе каждой секции станции охлаждения газа или склада хладоагента.

4.50. Обогрев трубопроводов и арматуры сброса хладоагента допускается не проектировать.

4.51. При использовании в качестве хладоагента аммиака аварийные сбросы следует направлять в атмосферу через свечи рассеивания, которые следует проектировать в соответствии с СН-369-74.

ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫЕ КЛАПАНЫ

4.52. На аппаратах и отключаемых участках трубопроводов с жидким хладоагентом станций охлаждения газа и на складах следует устанавливать предохранительные клапаны.

На аппаратах следует устанавливать не менее двух предохранительных клапанов /рабочий и резервный/. Количество рабочих клапанов определяется расчетом. Количество резервных клапанов принимается равным рабочему.

4.53. Предохранительные клапаны на резервуарах должны устанавливаться, как правило, через переключающий трехходовой кран.

4.54. Сброс от предохранительных клапанов следует предусматривать в факельную систему.

4.55. Расчет предохранительных клапанов на сосудах и аппаратах следует выполнять в соответствии с “Правилами техники безопасности для холодильных машин и установок” с учетом отвода всего количества хладоагента во время пожара.

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ

4.56. Проект электроснабжения станции охлаждения газа необходимо выполнять в соответствии с требованиями раздела “Компрессорные станции” настоящих норм с учетом того, что основные электропотребители станции (компрессорные агрегаты и их системы, конденсаторы пропана, арматура обвязки компрессоров, потребители КИП и А, пожарные насосы, связь, освещение основных помещений, аварийная вентиляция взрывоопасных помещений, котельная) относятся к первой категории.

Ко второй категории электроприемников относятся потребители склада хладоагента, насосы водоснабжения и канализации, приточно-вытяжная вентиляция производственных помещений.

СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ, ОТОПЛЕНИЯ И ВЕНТИЛЯЦИИ

4.57. Проектирование теплоснабжения, отопления и вентиляции зданий и помещений станций охлаждения газа следует выполнять в соответствии с требованиями п.3.160 настоящих норм.

4.58. Установку утилизаторов тепла на агрегатах предусматривать не следует, учитывая, что в холодный период года станция искусственного охлаждения не работает.

ВОДОСНАБЖЕНИЕ И КАНАЛИЗАЦИЯ

4.59. Водоснабжение и канализацию станций охлаждения газа следует проектировать в соответствии с требованиями п.3.165 настоящих норм.

СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ

4.60. Проектирование систем контроля и управления станций охлаждения газа следует выполнять в соответствии с “Основными положениями по комплексной автоматизации газотранспортных предприятий”, отраслевыми руководящими методическими материалами по созданию автоматизированных систем управления технологическими процессами в газовой промышленности и требованиями настоящих норм.

4.61. Станция охлаждения должна иметь централизованное управление и контроль из операторной.

Необходимо предусматривать предупредительный сигнал по температуре газа после воздушных холодильников, разрешающий отключение станции охлаждения в зимний период.

Величина температуры газа определяется конкретным проектом.

4.62. Основные параметры, характеризующие работу станций охлаждения, должны выноситься на щит центральной диспетчерской всей площадки КС:

температура газа на входе и выходе;

давление газа;

состояние компрессорных агрегатов (включен, выключен);

сигнал загазованности и о пожаре;

нерасшифрованный предупредительный сигнал и сигнал об аварийных ситуациях.

В центральной диспетчерской должна быть также кнопка аварийного останова станций охлаждения газа.

4.63. В контурах хладоагента следует предусматривать контроль температуры и давления с сигнализацией отклонения параметров от нормы.

4.64. Турбокомпрессорные агрегаты станции охлаждения должны оснащаться локальными системами автоматического управления, защиты и контроля.

4.65. Для защиты турбокомпрессорных агрегатов от помпажа следует предусматривать системы антипомпажного регулирования и защиты.

4.66. При проектировании станции охлаждения в составе компрессорной станции следует предусматривать взаимную увязку и блокировку систем автоматизации этих станций.

4.67. Питание цепей автоматического управления, защиты и сигнализации станций охлаждения следует предусматривать:

основное - на постоянном токе от выпрямителей;

резервное - от аккумуляторной батареи.

Раздел 5 заменен документом: «Нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы. Раздел 5 Газораспределительные и газоизмерительные станции.», утвержденным приказом РАО "Газпром" от 10 сентября 1997 г. № 122.

6. СВЯЗЬ

6.1. При проектировании зданий и сооружений связи следует руководствоваться главами СНиП II-90-81, 2.05.06-85, ведомственными нормами технологического проектирования Министерства связи СССР и другими нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.

6.2. Для централизованного управления магистральным газопроводом, а также для руководства работой предприятий следует предусматривать оперативно-технологическую и общетехнологическую связь.

В состав оперативно-технологической связи входят:

центральная диспетчерская связь;

районная диспетчерская связь;

линейная диспетчерская связь;

связь сетевых совещаний;

передача данных для центральной и линейной телемеханики;

передача данных для автоматизированных систем управления;

внутриобъектная связь на промышленных площадках.

В состав общетехнологической связи входят:

дальняя телефонная и телеграфная связь;

местная телефонная связь.

6.3. В составе центральной диспетчерской связи следует предусматривать:

телефонную связь Центрального диспетчерского управления ЕСГ СССР Мингазпрома с диспетчерскими пунктами Главков и объединений, подчиненных непосредственно министерству;

телефонную связь Главков и объединений, подчиненных непосредственно Министерству, с диспетчерами и операторами подчиненных объединений, головных сооружений, линейно-производственных управлений, компрессорных станций, подземных хранилищ газа.

Подключение всех абонентов к каналам должно быть параллельное.

Для центральной диспетчерской связи следует предусматривать некоммутируемые четырехпроводные каналы тональной частоты систем передачи.

6.4. В составе районной диспетчерской телефонной связи следует предусматривать телефонную связь диспетчера линейного производственного управления с диспетчерами компрессорных станций, аварийно-ремонтных пунктов, линейно-эксплуатационных служб, газораспределительных станций, пунктов измерения расхода газа, подземных хранилищ газа. Все абоненты системы диспетчерской связи следует включать параллельно.

Районную диспетчерскую связь следует предусматривать:

по каналам тональной частоты систем передачи, каналам низкой частоты или физическим цепям кабельных или воздушных линий связи;

по каналам радиорелейных линий связи совместно с ультракоротковолновыми радиостанциями;

по каналам низкой частоты и физическим цепям кабельных линий связи совместно с ультракоротковолновыми радиостанциями (радиокабельная система связи);

по каналу низкой частоты, совмещенному с каналом линейной телемеханики, оборудованному специальными разделительными фильтрами.

Используемые каналы - некоммутируемые.

6.5. В состав линейной диспетчерской связи входят:

телефонная (радиотелефонная) связь транспортных средств ремонтных бригад, находящихся на трассе газопровода с диспетчером линейно-производственного управления или оператором компрессорной станции;

связь между ремонтными бригадами работающих на трассе газопровода;

соединение с системой линейной диспетчерской связи смежного линейно-производственного управления;

соединение канала линейной диспетчерской связи с каналами связи смежных линейно-производственных управлений;

соединение канала линейной диспетчерской связи с каналом телефонной связи и выходом на местную телефонную связь.

Линейную диспетчерскую связь следует предусматривать:

по каналам низкой частоты кабельных линий связи совместно с ультракоротковолновыми радиостанциями (радиокабельная система связи);

по каналам радиорелейных линий связи совместно с ультракоротковолновыми радиостанциями;

с помощью одноканальных радиорелейных линий связи;

с помощью ультракоротковолновых радиостанций.

6.6. Связь сетевых совещаний следует предусматривать для организации совещаний по всей газопроводной сети Мингазпрома.

Связь совещаний следует предусматривать, как правило, по четырехпроводной схеме с использованием каналов дальней телефонной связи, переключаемых на время совещаний с аппаратуры телефонных станций на аппаратуру связи совещаний.

На отдельных участках для связи совещаний допускается использовать каналы низкой частоты и физические цепи кабельных и воздушных линий связи.

Для проведения совещаний следует предусматривать помещение для студии.

6.7. Передачу данных для центральной телемеханики и автоматических систем управления следует предусматривать по типовым каналам проводными или радиорелейными системами передачи.

6.8. Передачу данных для линейной телемеханики следует предусматривать:

по каналам тональной частоты систем передачи, каналам низкой частоты или физическим цепям кабельных и воздушных линий связи;

по каналам радиорелейных систем передачи совместно с ультракоротковолновыми радиостанциями или физическими цепями;

по каналам низкой частоты кабельных линий связи (радиокабельная система связи).

6.9. Внутриобъектную связь следует предусматривать между абонентами, находящимися в пределах одной промышленной площадки. Кроме перечисленных в пункте 6.2 настоящих норм видов связи следует также предусматривать:

радиофикацию;

производственную громкоговорящую связь;

электрочасификацию;

охранную и пожарную сигнализацию.

Примечания.

1. На компрессорных станциях необходимо предусматривать связь диспетчера с узлом подключения.

2. Автоматическую охранную сигнализацию зданий и сооружений объектов магистральных газопроводов следует предусматривать согласно “Перечня зданий и сооружений, подлежащих оборудованию автоматической охранной сигнализацией”, утвержденного Мингазпромом.

3. Приемную станцию автоматической охранной сигнализации следует размещать в помещении проходной с выводом дублирующего сигнала в помещение диспетчера (оператора).

4. Пожарную сигнализацию следует предусматривать в соответствии с разделом 9 настоящих норм.

6.10. Дальнюю телефонную и телеграфную связь следует предусматривать между:

Мингазпромом и объединениями;

абонентами (линейно-производственным управлением, компрессорной станцией, аварийно-ремонтным пунктом, линейно-эксплуатационной службой, головные сооружения) и объединениями;

смежными абонентами (линейно-производственное управление, компрессорные станции);

линейно-производственным управлением и компрессорной станцией, аварийно-ремонтным пунктом, линейно-эксплуатационной службой, входящими в состав линейно-производственного управления.

Систему телефонной связи следует проектировать автоматической или полуавтоматической.

Дальнюю телефонную и телеграфную связь необходимо предусматривать по типовым каналам тональной частоты.

6.11. Местную телефонную связь для служебных переговоров следует предусматривать в объединениях в линейно-производственных управлениях магистральных газопроводов, на компрессорных станциях, аварийно-ремонтных пунктах и др.

Для выхода на общегосударственную телефонную сеть следует предусматривать соединительные линии связи к ближайшим АТС Министерства связи СССР либо установку прямых абонентов АТС Министерства связи СССР.

6.12. Связь газораспределительных станций с потребителем газа следует предусматривать при помощи телефонной сети Министерства связи СССР. Проектирование этой связи выполняется потребителем газа и в проекте газопровода не учитывается.

6.13. Количество каналов, необходимых для организации технологической связи, приведено в таблице 5.

Таблица 5

Примечания.

1. При обслуживании станции дальней и местной связи, кроме подразделений магистральных газопроводов и других организаций Мингазпрома, потребное количество каналов и общетехнологической связи определяется расчетом.

2. При проектировании автоматизированной системы управления канал телеграфной связи предусматривать не требуется.

3. В графе “Количество каналов” в числителе указано количество каналов для одного газопровода, в знаменателе - для системы газопроводов.

4. Количество каналов для центральной телемеханики и системы управления может быть увеличено (определяется структурой системы управления и количеством передаваемой информации).

5. Для компрессорных станций и пунктов замера газа, расположенных у границ двух объединений, необходимо предусматривать канал передачи данных для автоматизированной системы управления к каждому объединению.

6.14. Тип линии связи (кабельная, радиорелейная, смешанная), тип системы передачи, количество систем передачи и другие технические решения по устройствам связи определяются при конкретном проектировании технологической связи магистрального газопровода.

7. ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

7.1. На магистральных газопроводах следует предусматривать комплексную защиту от подземной коррозии защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты.

7.2. Электрохимическую защиту следует проектировать в соответствии с требованиями ГОСТ 25812-83, 9.015-74 и требованиями СНиП 2.05.06.-85 “Правилами устройства электроустановок /ПУЭ/”, “Инструкцией по проектированию и расчету электрохимической защиты магистральных трубопроводов и промысловых объектов”, “Руководством по проектированию и защите от коррозии подземных металлических сооружений связи”, ”Инструкцией по электрохимической защите подземных трубопроводов в северных районах и Западной Сибири”, ”Руководством по применению средств электрозащиты от почвенной коррозии подземных на низкотемпературных газопроводах”.

7.3. В составе системы электрохимической защиты следует предусматривать установки электрохимической защиты и контрольно-измерительные пункты.

7.4. Для защиты магистральных газопроводов от почвенной коррозии следует проектировать установки катодной защиты. Установки протекторной защиты допускается проектировать на отдельных участках газопровода.

7.5. Для защиты силовых кабелей, защитных заземлений оборудования на промплощадках КС и защитных кожухов магистральных газопроводов следует проектировать установки протекторной защиты.

7.6. Для защиты магистральных газопроводов от блуждающих токов следует проектировать установки дренажной защиты. Допускается применение установок катодной защиты с автоматическим поддержанием защитного потенциала, а также установок протекторной защиты.

7.7. Для устранения вредного влияния катодной поляризации защищаемого сооружения на смежные коммуникации следует предусматривать:

совместную электрохимическую защиту;

раздельную электрохимическую защиту;

удаление анодных заземлений установок катадной защиты от смежных коммуникаций.

7.8. При проектировании совместной электрохимической защиты следует предусмвтривать электрические перемычки между защищаемой и смежной коммуникациями. Электрическую перемычку следует подключать через блок совместной защиты.

Перемычки на параллельных трубопроводах следует проектировать только в точках дренажа катодных станций.

7.9. Раздельную электрохимическую защиту следует предусматривать:

при расстояниях между смежными газопроводами более 50 м;

при необходимости защиты участка каждого газопровода постоянным током более 10 А.

7.10. Анодное заземление (для устранения его вредного влияния) следует размещать на расстоянии не менее 100 м от смежных подземных коммуникаций.

УСТАНОВКИ КАТОДНОЙ ЗАЩИТЫ

7.11. На начальный момент включения установок катодной защиты следует предусматривать не менее 50 % запас напряжения и тока преобразователя. Минимальную загрузку преобразователя по мощности следует предусматривать не менее 25 % от номинальной.

7.12. На подземном участке газопровода, примыкающем к надземному, а также на коррозийно-опасном участке следует предусматривать загрузку преобразователя установки катодной защиты на 10-й год эксплуатации не более , чем 60 % его номинальной мощности, но не более, чем на 80 % его номинального тока.

7.13. В грунтах с удельным сопротивлением 150 Ом·м в точке дренажа установки катодной защиты следует предусматривать неполяризующийся электрод сравнения длительного действия и датчик электрохимического потенциала.

7.14. Не допускается проектировать включение нескольких установок катодной защиты с различными точками на одно анодное заземление.

7.15. На газопроводах в микроклиматическом районе с холодным климатом монтаж преобразователей катодной защиты предусматривать в блок-боксах или иных помещениях, защищающих преобразователи от воздействия низких температур, обледенений, заносов снегом. На остальных газопроводах необходимо предусматривать преобразователи, смонтированные в блочных устройствах типа УКЗВ и УКЗН; допускается предусматривать монтаж преобразователей на специальных фундаментах, анкерных опорах и т.п.

7.16. Анодные заземления нескольких установок катодной защиты, установленных в одном месте, следует размещать на расстоянии не менее 50 м друг от друга.

7.17. Для подземной прокладки в цепях установок катодной защиты следует применять кабель марок АВВГ, АПВГ, ААШв.

Применять для подземной прокладки установочные провода марок АПВ, ПВ и др. не допускается.

7.18.В установках катодной защиты линейной части газопровода и подземных коммуникаций площадок компрессорных станций при сопротивлении верхнего слоя грунтов до 100 Ом·м следует предусматривать поверхностные сосредоточенные анодные заземления и (или) рассредоточенные анодные заземления.

7.19. Сосредоточенные анодные заземления следует размещать на расстоянии не менее 200 м от трассы защищаемой линейной части газопровода и не менее 70 м от подземных коммуникаций площадки компрессорной станции. Расстояние между электродами сосредоточенных анодных заземлений следует проектировать не менее двух длин электродов, между рядами - не менее 1/4 длины ряда.

7.20. Электроды рассредоточенного анодного заземления следует размещать вдоль защищаемых трубопроводов на расстоянии 5 м от них; расстояние между центрами электродов должно быть не менее 4 м.

7.21. При мощности верхнего слоя грунта до 5 м с удельным электрическим сопротивлением более 100 Ом·м следует проектировать глубинное анодное заземление свайного типа.

При мощности верхнего слоя грунта более 5 м с удельным электрическим сопротивлением более 100 Ом·м следует проектировать глубинное анодное заземление скважинного типа.

7.22. В засоленных и обводненных грунтах следует предусматривать электроды с ферросилидовым рабочим стержнем типа (АК-3, ДОН-МХТИ) или графитопластовые электроды (типа ЭГТ). Применять электроды с металлическим рабочим стержнем (типа АК-1) в условиях не допускается.

УСТАНОВКИ ПРОТЕКТОРНОЙ ЗАЩИТЫ

7.23. Для установки протекторной защиты следует предусматривать:

при удельном электрическом сопротивлении грунтов до 50 Ом·м - группу стержневых протекторов;

при удельном электрическом сопротивлении от 50 до 300 Ом·м - протяженные протекторы.

Примечание.

В грунтах с удельным электрическим сопротивлением менее 50 Ом·м при ограничении величины тока протектора допускается предусматривать протяженные протекторы.

7.24. Защитный кожух на переходах газопровода следует защищать установками протекторной защиты при сопротивлении грунтов менее 20 Ом·м.

В грунте с сопротивлением выше 20 Ом·м необходимость установки протекторов определяется в процессе эксплуатации защитных кожухов.

УСТАНОВКИ ДРЕНАЖНОЙ ЗАЩИТЫ

7.25. В местах сближения до 2 км и (или) пересечения источника блуждающих токов с магистральным газопроводом со знакопеременной или анодной зоной следует проектировать установки дренажной защиты.

7.26. Поляризованные установки дренажной защиты следует предусматривать при дренировании блуждающего тока на его источник - рельсовые пути или отсасывающие шины тяговых подстанций постоянного тока.

7.27. Усиленные установки дренажной защиты следует предусматривать в анодных или знакопеременных зонах газопровода, образованных несколькими источниками блуждающих токов, либо действием одного источника при недостаточной разности потенциалов источника по отношению к земле.

Усиленные установки дренажной защиты следует подсоединять к рельсовым путям электро-фицированного транспорта на постоянном токе.

Присоединение усиленных установок дренажной защиты на отсасывающие линии тяговых подстанций или на смежные подземные сооружения проектировать не допускается.

7.28. Установки дренажной защиты следует проектировать с учетом, что среднечасовой ток всех установок дренажной защиты, подключенных электрически к одной тяговой подстанции, не должен превышать 20 % общей нагрузки подстанции.

КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПУНКТЫ

7.29. Контрольно-измерительные пункты следует предусматривать для контроля электрохимической защиты на магистральном газопроводе.

Площадь сечения контрольного проводника от газопровода следует предусматривать не менее 10 мм² /по алюминию/.

• часть 1
• часть 2
• часть 3
• часть 4
• часть 5
• часть 6
• часть 7
• часть 8
• часть 9