СП 42-102-2004 стр.7 Защита газопровода от механических повреждений

 

                                              (37)

– глубина копания на головном забое h, определяемая как 

                                                              (38)

– глубина копания на заднем забое h1:

                                                                (39)

Напряжения изгиба σв этом случае будут составлять:

                                                    (40)

т.е. они окажутся в 2, 3 раза меньшими, чем при одноэтапном «подкопе».

Приведенные выше расчетные формулы получены применительно к тем случаям, когда грунтовое основание под газопроводом достаточно твердое (жесткое). Если же оно обладает податливостью, то для определения искомых параметров требуется выполнять специальные расчеты.

 

Защита газопровода от механических повреждений

7.194. На участках трассы, где газопровод прокладывают в скальных, полускальных и мерзлых грунтах, дно траншеи выравнивают, устраивая подсыпку из песка или глинистого грунта толщиной не менее 10 см над выступающими частями основания. Допуск в сторону увеличения толщины слоя подсыпки составляет 10 см; уменьшение толщины этого слоя не рекомендуется.

7.195. Для создания постели и присыпки используется грунт, не содержащий мерзлые комья, щебень, гравий и другие включения размеров более 50 мм в поперечнике.

7.196. Допускается в зимнее время применять для создания подсыпки и присыпки несмерзшийся грунт из отвала, разрабатывая и подавая его в траншею, или местный грунт, если предварительно его просеять или подвергнуть сортировке с помощью грохота.

 

БАЛЛАСТИРОВКА ГАЗОПРОВОДОВ

Общие положения

7.197. Для обеспечения высотного положения газопровода в траншее на проектных отметках производится его балластировка или закрепление.

Балластировка производится бетонированием труб, навеской железобетонных утяжелителей грунтовой засыпкой, навеской полимерно-грунтовых контейнеров и т.д.

Закрепление производится анкерными устройствами различных типов в несущих грунтах.

 

Балластировка газопроводов железобетонными утяжелителями различных конструкций

7.198. Железобетонные утяжелители кольцевого типа рекомендуется применять на переходах через болота и обводненные участки при укладке их методом сплава или протаскивания. Утяжелитель состоит из 2 полуколен («скорлуп»), подкладываемых снизу трубы и сверху и соединяемых между собой болтами. Установка кольцевых утяжелителей на газопровод осуществляется на специальной монтажной площадке у перехода непосредственно перед протаскиванием.

Сначала нижний ряд полуколец укладывается по оси спусковой дорожки, а верхний — вдоль нее; затем производят футеровку газопровода укладку плети газопровода на нижний ряд полуколец; укладку верхних полуколец на газопровод, закрепление полуколец между собой.

До закрепления утяжелителей на трубе проверяется величина зазора между футеровочными матами и полукольцами. В местах, где зазоры составляют более 5 мм, под внутреннюю поверхность полукольца устанавливаются дополнительные маты,

7.199. Навеска утяжелителей седловидного типа производится после удаления воды из траншеи. Если невозможно удалить воду, то балластировка ведется вслед за опуском плети в траншею с целью исключения остаточных продольных напряжений в газопроводе.

 

Закрепление газопроводов анкерами

7.200. Винтовые анкеры устанавливаются после укладки газопровода в траншею. В зимний период установку анкеров осуществляют по мере разработки траншеи во избежание промерзания дна траншеи.

Установка винтовых анкеров в мерзлый грунт выполняется после размораживания грунтов на глубину заделки анкеров или после их механического рыхления. Минимальная глубина заложения винтового анкера в грунт принимается равной шести диаметрам его лопасти.

7.201. Установка лепестковых (раскрывающихся) анкеров в грунт производится с помощью забивной трубы. При этом анкер помещается в трубу, труба вместе с анкером забивается в грунт на проектную глубину. Затем труба извлекается на поверхность, а лепестки анкера упираются заостренными концами в стенки скважины, образованной трубой.

Раскрытие лепестков анкера производится путем извлечения анкера из грунта на 30—35 см до полного раскрытия лепестков.

Верхние лепестки анкера после их раскрытия находятся в минеральном грунте на глубине, указанной в проекте. Раскрытие лепестков анкера фиксируется по показанию динамометра.

Забивка анкеров в грунт производится с использованием сваебойного оборудования. При толщине мерзлого грунта более 30 см необходимо предварительное бурение скважин бурильной установкой.

7.202. Погружение вмораживаемых анкеров в вечномерзлые грунты производят буроопускным и опускным способами.

Буроопускной способ целесообразно применять в твердомерзлых грунтах при средней температуре по их глубине минус 0,5°С и ниже, а опускной — в песчаных и глинистых грунтах, содержащих не более 15 % крупнообломочных включений, при средней температуре по их глубине -1,5°С и ниже.

Производство работ по бурению скважин осуществляется буровыми машинами. Для разработки скважин парооттаиванием используются передвижные паровые котлы с рабочим давлением 1,0 МПа, производительность которых обеспечивает работу одновременно работающих нескольких паровых игл.

Вмораживание анкеров в грунт производят заблаговременно для обеспечения их расчетной несущей способности.

Анкерные устройства устанавливаются в заранее разработанные в вечномерзлом грунте скважины, диаметр которых превышает диаметр диска не менее чем на 3—5 см, при этом пространство между стенками скважин и анкеров должно быть заполнено шламом. Длина части анкера, взаимодействующая с вечномерзлым грунтом в процессе эксплуатации газопровода, составляет не менее 2 м.

 

Балластировка газопроводов грунтовой засыпкой и полимерно-грунтовыми контейнерами

7.203. Использование для балластировки газопроводов минеральных грунтов целесообразно при условии их заключения в гибкие полотнища из синтетических материалов, полимерно-грунтовые контейнеры (ПГК).

7.204. В зависимости от степени обводненности и габаритов траншеи могут применяться следующие конструкции ПГК:

– анкерующие прослойки из синтетических полотнищ (АП), перекрывающие балластируемый газопровод по всей его длине и применяемые при отсутствии воды в траншее в период строительства. Полотнище укладывается на газопровод и на откосы траншеи; траншея засыпается грунтом до дневных отметок, после чего полотнище перекрывает сверху засыпанный участок траншеи и края полотнища по всей длине замыкаются над засыпанным газопроводом. Может быть использована конструкция, когда края полотнища закрепляются на бермах траншеи специальными металлическими штырями и засыпаются минеральным грунтом с устройством грунтового валика. В зависимости от состояния грунта и диаметра газопровод можно балластировать сплошь по всей его длине или отдельными перемычками. Длина каждой перемычки и расстояние между перемычками определяются расчетом на стадии ППР;

– мягкие протяженные грунтозаполняемые устройства (УПГ), применяемые при наличии воды в траншее и представляющие собой (после монтажа на газопроводе) открытую протяженную емкость, монтируемую секциями длиной по 6—12 м с интервалами;

– грунтозаполняемый контейнерный утяжелитель (КТБ) для балластировки газопроводов на переходах через малые водотоки и болота при наличии воды в траншее. Как правило, такие утяжелители следует применять в траншеях, разработанных одноковшовым экскаватором, в отличие от вышеприведенных конструкций, рекомендуемых для применения в траншеях без откосов.

Одиночные заполняемые минеральным грунтом КТБ требуют меньшего расхода геотекстильного синтетического материала по сравнению с ПГК.

Балластирующее устройство КТБ представляет собой два контейнера, размещенные по обе стороны газопровода, выполненные из прочного и долговечного материала, соединенные четырьмя мягкими силовыми лентами.

Устанавливаются КТБ на газопроводах по одному через равные расстояния или групповым способом. Допускается применение КТБ на болотах I типа с мощностью торфяной залежки, не превышающей глубины траншеи, при использовании для их заполнения талого, привозного минерального грунта.

 

ОЧИСТКА ВНУТРЕННЕЙ ПОЛОСТИ ГАЗОПРОВОДОВ

 

7.205. Перед испытанием на герметичность внутренняя полость газопроводов должна быть очищена. Очистка полости наружных газопроводов производится в два этапа: на первом этапе очищаются трубы (секции) перед сваркой в плети, на втором этапе производится продувка законченного строительством газопровода. Очистка полости внутренних газопроводов и газопроводов ГРП (ГРУ) производится в один этап — путем очистки каждой трубы (секции) перед монтажом.

7.206. С целью предупреждения загрязнения полости газопровода и снижения затрат на последующую ее очистку необходимо в процессе строительства принимать меры, исключающие попадание внутрь труб воды, снега, грунта и посторонних предметов. Для этого:

– штабели труб (секций) при хранении на открытых площадках защищают с торцов щитами от заноса снегом;

– на сваренных плетях устанавливают заглушки;

– устанавливают инвентарную заглушку на концы каждой трубы;

– на уложенную в траншею плеть (секцию) устанавливают по концам заглушки;

– при хранении длинномерных труб в бухтах или бунтах на открытых концах устанавливают заглушки после окончания рабочей смены сварочной бригады на конце плети.

7.207. Конструкция заглушки обеспечивает перекрытие газопровода по всему сечению, надежную герметизацию полости (для защиты от попадания воды, пыли, снега, загрязнений и посторонних предметов), устойчивое положение в трубе, возможность быстрой установки и снятия вручную, прочность и надежность.

7.208. В условиях отрицательных температур особое внимание рекомендуется уделять защите труб (секций, плетей) от попадания в их полость воды и снега, которые могут превращаться в лед и затруднять последующую очистку полости газопровода.

7.209. Очистку полости и испытание законченного строительством наружного газопровода рекомендуется осуществлять в соответствии с проектом производства работ.

Специальная рабочая инструкция по очистке и испытанию составляется строительно-монтажной организацией и согласовывается с заказчиком по каждому конкретному газопроводу или группе газопроводов одного и того же объекта с учетом местных условий производства работ, согласовывается с проектной организацией и утверждается председателем комиссии по испытанию газопровода. Утвержденная инструкция по очистке полости и испытанию газопровода включается составной частью в проект производства работ.

Очистка полости одиночных труб (секций) перед сваркой в плеть

7.210. Очистка полости в процессе сборки и сварки в плеть отдельных труб или секций газопроводов производится протягиванием механического очистного устройства непосредственно в технологическом потоке сварочно-монтажных работ.

7.211. В процессе сборки и сварки трубной плети очистное устройство перемещают внутри труб (секций):

— диаметром 219 мм и более — преимущественно механизированным способом (трактором) с помощью штанги;

— диаметром до 219 мм — вручную с помощью штанги (троса).

При этом загрязнения удаляют из каждой вновь привариваемой трубы или секции.

7.212. Очистку полости труб (секций) диаметром более 500 мм, собираемых в плеть с помощью внутреннего центратора, можно производить очистным устройством, смонтированным на этом центраторе. Очистное устройство располагается впереди центратора, что обеспечивает непосредственный вынос посторонних предметов и загрязнений из полости на каждом стыке, дополнительную защиту центратора, возможность постоянно контролировать состояние очистного инструмента.

7.213. Предварительную очистку полости труб ГРП (ГРУ) внутренних газопроводов производят перед монтажом вручную путем протягивания поршня. Очистка полости длинномерных труб, поступающих в бухтах или бунтах, производится после их размотки на месте монтажа (укладки) продувкой скоростным потоком воздуха.

7.214. В качестве очистных устройств при протягивании используют специальные поршни оборудованные металлическими щетками или скребками.

 

Очистка полости наружных газопроводов продувкой воздухом

7.215. Газопроводы диаметром 219 мм и более очищают продувкой с пропуском очистных устройств, а газопроводы диаметром менее 219 мм, а также газопроводы любого диаметра при наличии крутоизогнутых вставок радиусом менее пяти диаметров газопровода или при длине очищаемого участка менее 1 км — без пропуска очистных устройств.

7.216 П-образные компенсаторы, исключающие продувку с пропуском поршней, очищают протягиванием очистного устройства в процессе сборки и сварки труб и отводов. Полость компенсатора перед монтажом в нитку продувают.

7.217. Продувку выполняют сжатым воздухом, поступающим из ресивера (баллона) или непосредственно от высокопроизводительных компрессорных установок. Ресивер для продувки создается на прилегающем участке газопровода, ограниченном с обеих сторон заглушками или запорной арматурой.

Диаметр перепускной (байпасной) линии и полнопроходного крана на ней равен 0,3 диаметра продуваемого участка.

Продувка с пропуском очистного устройства считается законченной, когда после вылета очистного устройства из продувочного патрубка выходит струя незагрязненного воздуха.

7.218. Продувка без пропуска очистных устройств осуществляется скоростным потоком (15— 20 м/с) воздуха. Продувка без пропуска очистного устройства считается законченной, когда из продувочного патрубка выходит струя незагрязненного воздуха.

7.219. При любом способе прокладки газопровода протяженность участка продувки с пропуском очистных устройств устанавливается с учетом технической характеристики очистного устройства (предельной длины его пробега), длины и давления воздуха в ресивере.

7.220. Протяженность участка продуваемого газопровода определяется ППР.

7.221. Надземные, монтируемые на опорах газопроводы диаметром более 219 мм продувают с пропуском очистных устройств облегченной конструкции, масса и скорость перемещения которых не вызовут разрушения газопровода или опор. Продувку полости газопроводов, монтируемых на опорах, производят с пропуском поршней под давлением сжатого воздуха со скоростью не более 10 км/ч.

7.222. Если поршень застрял в газопроводе в процессе очистки полости, то его извлекают из газопровода и устраняют причину застревания, после чего участок газопровода подвергают повторной очистке. Для обнаружения остановившихся (застрявших) в газопроводе поршней применяют специальные приборы поиска. С этой целью поршни снабжают генераторами электромагнитных волн, звука и др.

7.223. Герметизация концов трубных плетей при продувке производится приваркой заглушек полусферической конструкции, а компрессорные установки к газопроводу подключаются через разъемные соединения.

7.224. Участок газопровода продувают с пропуском поршней, оборудованных очистными и герметизирующими элементами. При этом скорость поршня не должна быть более 5 м/с, а при подходе к камере приема — 1 м/с. Скорость перемещения поршня устанавливается (при продувке воздухом, подаваемым непосредственно от компрессоров) путем изменения режима работы (производительности) этих компрессоров.

 

 

8. ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА

 

8.1. 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.

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

8.3. В соответствии с ГОСТ 9.602 все виды защиты от коррозии, предусмотренные проектом, должны быть введены в действие до сдачи подземных трубопроводов в эксплуатацию,

8.4. Основанием для проектирования электрохимической защиты подземных стальных сооружений являются данные о коррозионной агрессивности грунтов и о наличии блуждающих токов. Указанные данные могут быть получены в результате изысканий, выполненных организацией, разрабатывающей проект подземных сооружений, либо специализированной организацией, привлекаемой на субподрядных началах. Проектирование электрохимической защиты осуществляется на основе технических условий, разрабатываемых предприятием по защите от коррозии. На действующих подземных стальных газопроводах основанием для проектирования электрохимической защиты может также являться наличие коррозионных повреждений на газопроводах.

8.5. Совместная защита газопроводов и смежных подземных сооружений проектируется при наличии договоренности между организациями, являющимися владельцами газопроводов и смежных подземных сооружений.

Если такая договоренность отсутствует, то при проектировании электрохимической защиты необходимо предусмотреть возможность устранения вредного влияния на смежные сооружения.

Вредным влиянием катодной поляризации защищаемого сооружения на соседние металлические сооружения считается:

– уменьшение по абсолютной величине минимального или увеличение по абсолютной величине максимального защитного потенциала на соседних подземных металлических сооружениях, имеющих катодную поляризацию,

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

– смещение в любую сторону величины стационарного потенциала на кабелях связи, не имеющих катодной поляризации.

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

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

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

Стальные футляры трубопроводов под автомобильными дорогами, железнодорожными и трамвайными путями при бестраншейной прокладке (прокол, продавливание и другие технологии, разрешенные к применению) должны быть, как правило, защищены средствами ЭХЗ, при прокладке открытым способом — изоляционными покрытиями и ЭХЗ в соответствии с 8.1. В качестве футляров рекомендуется использовать трубы с внутренним защитным покрытием. При защите трубы и футляра средствами ЭХЗ труба и футляр соединяются через регулируемую перемычку.

8.7. 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,

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

В рабочих чертежах расстановку контрольно-измерительных пунктов рекомендуется производить на плане и профиле трассы.

8.8. Исходными данными для проектирования электрохимической защиты являются совмещенный план проектируемых и существующих подземных сооружений, а также рельсовых сетей электрифицированного транспорта в масштабе 1:500, 1.1000, 1:2000 или 1:5000. По проектируемым и существующим сооружениям указываются длина и диаметр сооружений, по существующим сооружениям — места установки средств электрохимической защиты, по рельсовым сетям — точки подключения отрицательных кабелей и существующих дренажных установок, данные о коррозионной агрессивности грунтов и о наличии блуждающих токов, геолого-геофизический разрез для выбора мест установки анодных заземлителей.

8.9. Объем измерений, выполняемых при определении коррозионной агрессивности грунтов, и методики измерений принимаются в соответствии с ГОСТ 9.602 и РД 153-39.4-091.

8.10. Определение наличия блуждающих токов по трассе проектируемого сооружения при отсутствии уже проложенных сооружений производится путем измерения разности потенциалов между двумя точками земли в двух взаимно перпендикулярных направлениях в соответствии с ГОСТ 9.602 через каждые 1000 м Размах колебаний разности потенциалов больше 0,05 В свидетельствует о наличии блуждающих токов.

8.11. При наличии сооружений, проложенных вблизи трассы проектируемого сооружения на расстоянии не более 100 м, определение наличия блуждающих токов осуществляется путем измерения разности потенциалов на существующих сооружениях с шагом измерений 200 м.

8.12. Зоны опасного влияния переменного тока определяют на участках стальных трубопроводов, на которых выявлены значения напряжения переменного тока между трубопроводом и медно-сульфатным электродом сравнения, превышающие 0,3 В.

Оценка опасности коррозии под действием переменного тока может осуществляться по двум критериям: основному, регламентированному ГОСТ 9.602, по смещению потенциала стали в катодную сторону и дополнительному — по плотности переменного тока на вспомогательном электроде.

8.13. В случае прокладки подземного сооружения вблизи рельсового транспорта, электрифицированного на постоянном токе (на расстоянии до 300 м), рекомендуется измерить потенциалы рельсовой сети с целью определения возможности и выбора места осуществления дренажной защиты.

8.14. При проектировании газопровода в зоне действия электрохимической защиты проложенных ранее сооружений рекомендуется получить данные от эксплуатирующих организаций о номинальных параметрах действующих защитных установок, а также данные о режимах их работы: значения силы тока и напряжения на выходе установок, радиусы действия электрохимической защиты.

8.15. Проект на устройство электрохимической защиты подземных газопроводов согласовывается с местной организацией по эксплуатации газового хозяйства или специализированной организацией по защите подземных газопроводов, действующей по ее поручению, и утверждается заказчиком к производству работ.

При разработке проекта согласовывают подключение электрозащитных установок к сетям переменного тока с организациями, эксплуатирующими эти сети, размещение конструктивных элементов электрозащитных установок (самой установки, анодного заземления, воздушных и кабельных линий) и дренажных установок (самой установки и дренажных кабелей), а также контрольно-измерительных пунктов — с землепользователями, а в случае пересечения линий электропередачи и линий связи или подземных сооружений — с организациями, эксплуатирующими эти сооружения.

Заказчик согласовывает проект строительства подземного газопровода после рассмотрения раздела «Защита от электрохимической коррозии» специализированной организацией по защите газовых сетей от коррозии.

В проекте указываются данные о коррозионной активности грунтов и о наличии блуждающих токов, а также геолого-геофизический разрез в местах установки анодных заземлителей.

8.16. С целью обеспечения эффективности ЭХЗ трубопроводов в проекте должна быть предусмотрена установка электроизолирующих соединений (электроизолирующих фланцев, муфт, вставок, стонов и др.) для газопроводов.

В соответствии с РД 153-39.04-091 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.

8.17. Определение параметров электрохимической защиты проектируемых подземных газопроводов может производиться расчетным путем. Методика расчета совместной защиты газопроводов различного назначения приведена в РД 153-39.4-091. Данная методика позволяет определить параметры катодных станций, необходимые для обеспечения защитного потенциала на всех сооружениях, которые расположены в зоне действия установок электрохимической защиты и имеют контролируемые и неконтролируемые металлические соединения, обеспечивающие электрическую проводимость.

8.18. Для защиты подземных газопроводов от коррозии, вызываемой блуждающими токами, применяют дренажную защиту (поляризованные или усиленные дренажи).

В тех случаях, когда включением электродренажей не удается обеспечить защиту газопровода в пределах опасной зоны и на отдельных участках остаются анодные или знакопеременные зоны, в комплексе с электродренажами (или вместо них) применяют катодные установки.

8.19. При значительном удалении (свыше 300 м) трассы газопровода от источника блуждающих токов, а также в случае прокладки газопроводов в грунтах высокой коррозионной агрессивности применяют катодную защиту.

8.20. Независимо от выбранного способа (метода) электрохимической защиты при защите от почвенной коррозии катодная поляризация подземных стальных газопроводов осуществляется таким образом, чтобы значения поляризационных потенциалов стали находились в пределах от минус 0,85 В до минус 1,15 В.

При невозможности измерения поляризационных потенциалов (подземные стальные газопроводы не оборудованы контрольно-измерительными пунктами для измерения поляризационных потенциалов) допускается осуществлять катодную поляризацию таким образом, чтобы значения разности потенциалов (включающие поляризационную и омическую составляющие) между трубой и медно-сульфатным электродом сравнения находились в пределах от минус 0,9 В до минус 2,5 В.

8.21. При защите от коррозии блуждающими токами катодная поляризация подземных стальных газопроводов осуществляется таким образом, чтобы обеспечить отсутствие на сооружении анодных и знакопеременных зон.

Мгновенные значения потенциалов по абсолютной величине должны быть, как правило, не менее значения стационарного потенциала, а при отсутствии возможности его определения — не менее 0,7 В.

8.22. При защите подземных стальных газопроводов в грунтах высокой коррозионной агрессивности и одновременном опасном влиянии блуждающих токов средние значения поляризационных потенциалов находятся в пределах от минус 0,85 В до минус 1,15 В или разности потенциалов в пределах от минус 0,9 В до минус 2,5 В.

8.23. При защите от блуждающих токов точку подключения кабеля к газопроводу рекомендуется выбирать на таком участке, где средние значения положительных потенциалов газопровода по отношению к земле максимальны.

 

 

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *