Заземление трубопроводов гост: ГОСТ Р 50571.5.54-2011/ МЭК 60364-5-54:2002 ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ НИЗКОВОЛЬТНЫЕ, Часть 5-54 Выбор и монтаж электрооборудования. Заземляющие устройства, защитные проводники и проводники уравнивания потенциалов — БилдоМан

Содержание

Заземление технологических трубопроводов | НПП «НЕФТЕПРОММАШ»

На первый взгляд между трубопроводами и электроустановками нет ничего общего. Но магистрали, проложенные под землей, подвержены воздействию блуждающих токов, а при наземной прокладке всегда существует опасность удара молнии.

В инженерных сетях при работе накапливается статическое напряжение. При трении непроводящих материалов возникают электрические заряды, постепенно они концентрируются в стенке трубы. Низкая проводимость топлива, загрязнения, турбулентность – факторы, увеличивающие потенциал. Статическое поле вокруг трубопровода представляет опасность для людей, а накопление критического заряда приводит к воспламенению от искры.

Узел заземления подземных трубопроводов

Основной документ, регламентирующий способы заземления трубопроводов: ПУЭ – «Правила устройства электроустановок». Кроме этого, требования к защите трубопроводов предусмотрены многочисленными нормативными актами:

МЭК 62305 (IEC 62305) – Международный электротехнический стандарт «Молниезащита»;
П. 3.3. ПБ 09-560-03 – Правила промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов;
ГОСТ Р 50571.5.54-2013/МЭК 60364-5-54:2011 – Электроустановки низковольтные и др.

Основные правила заземления трубопроводов:

непрерывность цепи;
тип заземляющего контура должен соответствовать характеристикам грунта и току растекания;
не менее двух точек соединения трубопровода с контуром заземления.

При резьбовом соединении цепь непрерывна. В местах установки фланцев и монтажа оборудования необходимо позаботиться о проводниках. Количество точек заземления зависит от протяженности и технических особенностей инженерной сети.

Заземление фланцевых соединений трубопровода

Чаще всего для электрического соединения участков трубопровода используют межфланцевые перемычки из меди ПуГВ или ПВЗ. На концах провода закреплены наконечники, которые монтируются с помощью болтового соединения или сварки.

Для заземления всей конструкции крепят токоотводящие медные полосы. Места и методы соединения заземляющих проводников должны быть такими, чтобы при разъединении для ремонтных работ расчетные значения были безопасными. Следует отметить, что при ошибках в устройстве заземления, возможна некорректная работа или отключение автоматики. По окончании монтажных работ замеряют электросопротивление и подписывают акт освидетельствования.

Заземление эстакады трубопровода

Наземный трубопровод представляет собой единую конструкцию, отдельные элементы которой имеют разное электросопротивление. Согласно п. 386 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», эстакады каждые 200-300 метров соединяют с трубопроводами и заземляют.

Узел заземления наземных трубопроводов

При расчете заземления учитывают совокупность влияния следующих элементов:

металлоконструкций;
металлических труб;
материала изоляции;
питающей линии;
системы молниезащиты;
мест пересечения с линиями электропередач;
состава грунта.

Токоотводы систем молниезащиты иногда соединяют с обычным контуром, таким образом, энергия молнии равномерно распределяется между токоотводами. Часто выполнить требования регламентов по данной технологии невозможно и специалисты применяют очаговые устройства. При пересечении с линией электропередач создают заземление в районе двух опор трубопровода, затем обе точки соединяют между собой.

Для снятия избыточных напряжений применяют систему уравнивания потенциалов – совокупность соединений, обеспечивающую равномерное распределение заряда. После монтажа всех устройств и установки распределительных щитков, замеряют сопротивление. Предельные значения регламентируются проектом.

Справочник по антикоррозионному покрытию трубопроводов

1. Основы расчета трубопроводов

Что такое гидравлическое сопротивление? 2. Как определить расчетный диаметр труб? 3. Как определить толщину стенки стальных труб, работающих под действием внутреннего давления? 4.

К…

2. Способы сварки трубопроводов и виды сварных соединений

Ограниченное применение подкладных колец объясняется тем, что они уменьшают проходное сечение трубопровода и вызывают дополнительное гидравлическое сопротивление. Угловое сварное соединение без скоса кромок (рис. 77, з, и) и со скосом одной кромки (рис. 77, к) выполняют при изготовлен…

3. Технология ручной электродуговой сварки, электроды

Таблица 12 Электроды металлические для электродуговой сварки труб Тип электрода Марка электрода Коэффициент наплавки, г/ct’H Механичесские свойства Род и полярность тока временное сопротивление кгс/мм2относительное удлинение, % Э42ВЦС-19,5-13,54218Переменный и постоянный Э42ОММ-58,5-944—5018То же Э46МР-37,2546-5722,1» Э42АУОНИ-13/459,843-4528—32Постоянный, обратная полярность Э42Асм-п9,5-10,546—5325-34Переменный и постоянный, обратная полярность Э42АУП-1/459,9—10,343,5—46,228—33То же Э46всп-з11,…

4. Трубопроводы стальные магистральные.

Общие требования к защите от коррозии (1). ГОСТ Р 51164-98

5 Участки трубопроводов при надземной прокладке должны быть электрически изолированы от опор. Общее сопротивление этой изоляции при нормальных условиях должно быть не менее 100 кОм на одной опоре. 3.6 Магистральные трубопроводы, температура стенок которых в период эксплуатации ниже 268 К (минус 5 °С), не подлежат электрохимической защите в случае отсутствия негативного влияния блуждающих токов источников переменного (50 Гц) …

5. Респираторы ШБ-1 «Лепесток». ГОСТ 12.4.028-76

Коэффициент проскока аэрозолей и начальное

сопротивление у респираторов на постоянном воздушном потоке при объемном расходе 30 дм3/мин должны соответствовать указанным в табл. 2. Таблица 2 Наименование респиратора Коэффициент проскока аэрозолей, %, не более, при среднем диаметре частиц, мкм Начальное сопротивление, Па, не более 0,28-0,34 0,6-0,8 Ш…

6. Трубы стальные сварные для магистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов (2).

ГОСТ Р 52079-2003

Таблица 4 Класс прочностиВременное сопротивление sв, Н/мм2 (кгс/мм2) Предел текучести sт, Н/мм2 (кгс/мм2)Относительное удлинение d5, % не менее К34335 (34)205 (21)24 К38375 (38)235 (24)22 К42410 (42)245 (25)21 К48471 (48)265 (27)21 К50490 (50)345 (35)20 К52510 (52)355 (36)20 К545…

7. ТУ БИУРС — Защита от почвенной коррозии соединительных деталей, трубопроводов и насосных станций

7 Переходное электросопротивление покрытия контролируют по ГОСТ Р51164, Приложение Г. 5.8

Сопротивление пенетрации (вдавливанию) контролируют по ГОСТ Р 51164, Приложение Е. 5.9 Водопоглощение свободной пленки мастики БИУР контролируют по ГОСТ 4650. 5.10 Относительное удлинение при разрыве контролируют по ГОСТ 112…

8. Технические требования к стальным трубам

Электросварные прямошовные трубы с наружным диаметром от 426 до 1620 мм, поставляемые по группе В, испытывают на растяжение сварного соединения, а по группе А — на растяжение и по требованию заказчика — на ударную вязкость как основного металла, так и сварного соединения.

Временное сопротивление сварного соединения должно быть не ниже временного сопротивления основного металла. Испытательное гидравлическое давление установлено: для труб группы А — по норме для бесшовных труб с допускаемым напряжением, равным 0,9 от предела текучести; для труб группы Б (поставляемых по химическому составу) и группы …

9. Трубы и детали из стекла, ситалла, фарфора, керамики, антегмита и фанеры

Благодаря непористости и гладкости стекла снижается сопротивление движению продукта и исключается отложение осадков. Недостаток стеклянных труб— их хр…

10. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии (4). ГОСТ Р 51164-98

052 6 Водопоглощение ленты и обертки в течение 1000 ч при температуре 293 К (20 °С), %, не более 0,5 ГОСТ 4650 7 Переходное сопротивление покрытия в 3 %-ном растворе NaCl при температуре 293 К (20 °С), Ом × м2 не менее: Приложение Г исходное 5×106 через 100 сут выдержки 5×105 8

Сопротивление изоляции на законченных строительством участках трубопровода при температуре выше 273 К (0.

11. ТУ БИУРС — Защита от почвенной коррозии соединительных деталей, трубопроводов и насосных станций

Переходное сопротивление покрытия в 3 % растворе NaCl при температуре (20±5)°С, не менее: — исходное — после 100 суток испытаний при: (20±3)°С; -после термостарения при (80±3)°С и 30 суток выдержки в 3 % растворе NaCl при (60±3)°С Ом·м² 108 108 108 107 ГОСТ Р 51164 9. Сопротивление пенетрации (вдавливанию), не более, при температурах: (20±5)°С; (60±3)°С мм 0,2 0,3 ГОСТ Р 51164 10. Водопоглощение отслоенного покрытия (свободной пленки мастики) после 1000 ч испытаний, не более, при: (20±5)°С; (60±3)°С % 5 5 ГОСТ 4650 11. Прочность при растяжении отслоенного покрытия при температуре (20±5)°С, не менее МПа 12,0 ГОСТ 11262 12. Относитель…

12. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии (9). ГОСТ Р 51164-98

ГАЗ Исходное переходное сопротивление покрытия измеряют после выдержки образцов в этих условиях в течение 3 сут. К дальнейшим испытаниям допускают только те образцы, переходное сопротивление которых не менее значений, указанных в таблицах 2 и 3 настоящего стандарта. Г.4.4 При длительных испытаниях (100 сут) через каждые 25 сут измеряют переходное сопротивление покрытия. Если хотя бы в…

13. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии (5). ГОСТ Р 51164-98

6 Контактный узел электродов анодного заземления и токоотводящий провод должны иметь изоляцию с сопротивлением не менее 100 МОм, выдерживающую испытание на пробой напряжением не менее 5 кВ на 1 мм толщины изоляции. 5.10.7 Соединение точки дренажа и минуса катодной станции должно производиться только кабелем из меди с двойной изоляцией и сечением не менее 35 мм. 5.11 Требования к протекторной защите 5.11.1 С…

14. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии (3). ГОСТ Р 51164-98

По согласованию с заказчиком и потребителем допускается балл 3. ‘ Сопротивление изоляции для всех видов покрытий не должно уменьшаться более чем в 3 раза через 10 лет и более чем в 8 раз через 20 лет эксплуатации. …

15. Трубы стальные с защитными наружными покрытиями для магистральных газонефтепроводов ГОСТ Р 52568-2006

Площадь катодного отслаивания покрытия, см2, не более, при температуре: плюс (20 +/- 5) °С плюс (60 +/- 3) °С плюс (80 +/- 3) °С 4 3 5 10 7 15 15 10 По ГОСТ Р 51164 (приложе- ние В) 1,5, 6,9 3,7 4,8 1,5,6 3,7 4,8 5,6,8 7 8. Переходное сопротивление покрытия в 3%-ном растворе NaCl, Ом х м2, не менее: исходное при плюс (20 +/- 5) °С после 100 сут выдержки при плюс (20 +/- 5) °С после 100 сут выдержки при плюс (80 +/- 3) °С 10 10 8 10 9 10 «7 / 10 8 10 По ГОСТ Р 51164 (приложе- ние Г) 1,3,4, 5,6,7,8 9 1,3,4, 5,6,7,8 9 5,6,7 9. Пенетрация (сопро- тивлени…

16. Влияние среды с температурой выше 450°С на металл трубопровода

Таблица 1-3 Механические свойства металлов труб Марка сталиПредел текучести, МПаВременное сопротивление разрыву, МПа Относительное удлинение, %Твердость по Бринеллю (при в толщине стенки более 10 мм) HB Диаметр отпечатка, мм не менееЧисло твердости не более 1020354510Г220Х40Х30ХГСА15ХМ30ХМА12ХН2ВСт4спВСт4спВСт5спВСт5сп 210250300330270—23040040025252727 340420520600480440670700440600550420420500500 24211714211691121131420—17 5,14,84,44,24,3-3,7—— 13701560187020701970-2690——- Таблица 1-4 Номинальные допустимые напряжения для труб из углеродистых сталей при разных температурах, МПа Марка сталиВременное сопротивление разрыву, МПа Рабочая температура труб, °С 200260300340380400420440460 Ст2СтЗСт41015 и 15к22к25 и 25к350390430360400450480 10. ..

17. Перчатки резиновые технические. ГОСТ 20010-93

3 Условную прочность при растяжении, относительное удлинение при разрыве и относительное остаточное удлинение после разрыва на соответствие требованиям показателей 1 — 3 таблицы 2 определяют по ГОСТ 12580, а сопротивление раздиру на соответствие требованиям показателя 4 таблицы 2 — по ГОСТ 21353. Образцы для определения вырубают на ладонной и тыльной сторонах краги перчатки по длине. Толщина каждого образца должна соответств…

18. Радиусы изгиба труб

Овальность и складкообразование отрицательно сказываются на работе трубопровода, так как они уменьшают проходное сечение, увеличивают гидравлическое сопротивление и являются обычно местом засорения и повышенной коррозии трубопровода. В соответствии с требованиями Госгортехнадзора радиусы изгиба стальных труб, отводов, компенсато…

19. Приводная и самодействующая арматура

К недостаткам вентилей следует отнести их относительно большое гидравлическое сопротивление и значительные габариты. Рис. 26. Вентили: а — запорный фланцевый, б — регулирующий приварной; 1 — корпус 2 — затвор (игла) 3 — седло, 4— крышка, 5 — шпиндель, 6 — сальниковая набивка, 7 — грундбукса, 8 — гайка, 9 — маховик Задвижки (рис. 27) в технологических трубопроводах применяют в качестве управляемых запорных орган…

20. Нагреватель воздуха для УНП2-7-65

Измерения выполнять при включенном выключателе «Подогрев» мегаомметром, зажим «Земля» которого подключить к болту заземления, а линию МΏ подсоединить последовательно к каждому контакту разъёма Х1, наконечникам кабеля питания и контактам 6,7 разъёма Х2. Сопротивление изоляции при всех измерениях должно быть не менее 5 Мом. Выключить выключатель «Подогрев». 6.6. Подключить пульт управления кабелем с наконечником под винт М8 к источнику напряжения 220В, 50Гц, на пульте загорится красн…

21. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии (8). ГОСТ Р 51164-98

3 — Схема проведения испытания образцов покрытий на пластинах (картах) для определения площади отслаивания с применением магниевого анода 1 — пластина (карта) — испытуемый образец; 2 — труба из полиэтилена; 3 -электролит; 4 — инертный анод; 5 и 8 — вольтметры; 6 — эталонное сопротивление; 7 — реостат; 9 — электрод сравнения Рисунок В. 4 — Схема проведения испытания образцов покрытий на пластинах (картах) для определения площади отслаивания с применением инертного анода Образец 1 подключают к отрицательному…

22. Трубы стальные с защитными наружными покрытиями для магистральных газонефтепроводов ГОСТ Р 52568-2006

Для испытаний отбирают образцы труб размером не менее 100 x 100 мм, не имеющие видимых повреждений и прошедшие испытания на диэлектрическую сплошность искровым дефектоскопом при напряжении 20 кВ. 8.10. Переходное сопротивление покрытия определяют в соответствии с методом ГОСТ Р 51164 (приложение Г). Для испытаний отбирают образцы размером не менее 100 x 100 мм, не имеющие…

23. Респираторы фильтрующие газопылезащитные. ГОСТ 17269-71

(Измененная редакция, Изм. № 2). 1.1. Сопротивление респираторов постоянному воздушному потоку при объемном расходе 500 см3 (30 л/мин) не должно превышать: на вдохе — 95 Па (9,5 мм вод.ст.), па выдохе — 65 Па (6,5 мм вод. ст.). Сопротивление фильтрующих патронов постоянному потоку при объемном расходе 250 см3 (15 л/мин) не должно превышать 75 Па (7,5 мм вод.ст.). (Измененная редакция, Изм. № 1, 2…

24. Трубы стальные сварные для магистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов (1). ГОСТ Р 52079-2003

15 класс прочности труб: Прочность металла труб, оцениваемая временным сопротивлением sв и обозначаемая символами от К34 до К60, что соответствует нормативным значениям sв, (кгс/мм2). 4 Сортамент 4.1 Трубы по способу изготовления подразделяют на три типа: 1 — прямошовные, диаметром 114—530 мм, сваренные ВЧС с одним продольным швом; 2 — спирально-шовные,…

25. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии (6). ГОСТ Р 51164-98

2 Измерения защитных потенциалов на всех контрольно-измерительных пунктах следует проводить не реже двух раз в год относительно неполяризующегося электрода сравнения прибором (типа 43313.1) с входным сопротивлением не менее 10 МОм. Эти измерения проводят один раз в год: если проводится дистанционный контроль установок электрохимической защиты; если проводится контроль за…

Продолжение справочника по антикоррозионному покрытию трубопроводов

Заземление трубопроводов отопления, фланцев: правила, нормы

В процессе эксплуатации трубопроводные сети испытывают механические, химические, температурные нагрузки. Подземные участки линии подвергаются воздействию накапливаемого в грунте статического электричества. На трубы, которые проложены над землей, влияют атмосферные электрические разряды, в них также может попасть разряд молнии. Чтобы защитить потребителей и обслуживающий персонал ветки от статического электричества, магистраль заземляют. Процедура эффективно предотвращает негативное воздействие электроразрядов на транспортируемые материалы.

Под термином «заземлитель» понимают металлический проводник, который непосредственно контактирует с землей.

Правила ПУЭ

В России действует документ «Правила устройства электроустановок», который регламентирует методы защиты от опасных зарядов внешних и внутренних инженерных объектов. В нем прописано, что эти процедуры должны быть выполнены перед введением технологических трубопроводов в эксплуатацию. Благодаря этому, обеспечивается уровень безопасности при ремонтных работах и прокладке трассы.

Заземляют все виды внутренних коммуникаций в местах ввода в сооружение. Например, это касается и линий отопления в жилых зданиях. Они также могут пропускать ток и представлять опасность для окружающих.

Итак, какие требования предъявляют к системам?

Основные правила:

важно обеспечить постоянную металлическую связь (непрерывную электрическую цепь) на всей протяженности коммуникации;
тип заземляющего контура должен соответствовать удельному сопротивлению грунта в зоне монтажа, показателям тока растекания установки;
трассу стыкуют с заземляющим контуром в нескольких местах (минимум в двух точках). Точное количество таких точек зависит от технических характеристик, протяженности магистрали.

Медная проволока

Одним из самых популярных способов защиты является монтаж проволоки или проводника из меди с наружной и внутренней стороны линии. Они образуют непрерывную электрическую сеть. Перемычки ставят на трассах, в состав которых входят фланцевые соединения.

В качестве основы для проволоки применяют медные провода марок ПВЗ или ПуГВ. Диаметр проволоки обычно составляет от 1 до 1,5 мм. На концах провода методом прессования фиксируют специальные наконечники. К самой трубе межфланцевые перемычки крепят болтовыми крепежными элементами. Иногда для присоединения используют технику холодной пайки.

Трубостойки

С их помощью устанавливают вводное устройство в частный загородный дом или административное здание. Назначение трубостойки ‒ зафиксировать саму установку щита и провода питания, которые к нему ведут.

ПУЭ указывает, что трубостойку из металла необходимо заземлять. Защищают от тока не только ее, но также щит, нулевую шину. При выполнении операции выбирают зелено-желтый провод ПВ-3 с наконечниками.

Взрывоопасные участки

Нередко по магистралям транспортируется газ, спиртосодержащие жидкости и другие пожароопасные продукты. Как защищают взрывоопасные участки при строительстве нефте- и газопроводов?

Во-первых, необходимые к соблюдению нормативы по безопасности содержатся в «Правилах устройства электроустановок». Во-вторых, применяют естественные заземлители. К ним относят:

металлические конструкции зданий и сооружений, которые глубоко входят в грунт;
системы подземных коммуникаций из металла (например, скважины, канализацию, водопроводы). Но расположенные под землей объекты можно использовать в качестве естественного заземлителя только, если его трубные участки были скреплены электро- или газосваркой. ПУЭ запрещает приспосабливать для данных целей бензо-, газо-, нефтепроводы.

Когда взрывоопасные цеховые помещения расположены на территории крупных производств, перед специалистами стоит задача качественного отвода статического электричества. Оно возникает при трении под напором жидкого вещества о стенку стальной трубы. Эффективной мерой по снижению выноса потенциала является использование кабельных проводников с неметаллической оболочкой (например, марки ААШВ).

Фланцевое заземление трубопроводов

Его выполняют, чтобы обеспечить непрерывность электроцепи. Для фиксации берут токооотводящие медные полосы, которые крепят к стальным трубам болтами. Чтобы определить местоположение и методы соединения защитных проводников, проводят предварительные расчеты. Неправильно выполненная работа приведет к отключению автоматики или ее некорректному функционированию. Перемычки делают из той же меди ПуГВ или ПВЗ.

Когда монтаж окончен, специалисты измеряют электросопротивление, подписывают акт освидетельствования. Оптимальные показатели сопротивления для сетей с определенным напряжением зафиксированы в ПУЭ.

Заземление эстакады

В состав трубопроводных эстакад входят разные элементы: фундаменты, опоры, пролетные строения. Чтобы защитить всю систему от прямых ударов молнии, используют одиночные стержневые молниеприемники, устанавливая их на каждую опору. Высота профиля составляет 1 метр.

В качестве заземляющего комплектующего молниеотвода адаптируют стальной уголок, который ставят через каждые 25 метров технологической эстакады. Примерный размер пластины 50х50х5 мм, длина ‒ 5 м.

Узел заземления трубопровода

Под ним понимают общую точку, предназначенную для подключения защитного оборудования. Устройство снимает заряды статического электричества, обеспечивая безопасную эксплуатацию инженерного сооружения. Конструктивно оно состоит из заземлителей, концевой пластины с отверстиями. В ее верхней части прикреплен контактный болт, к которому зафиксированы заземляющие элементы от корпусов оборудования, токопроводящий механизм.

НПАОП 24.0-7.20-79. ОСТ 26-04-2563-79 Оборудование криогенной техники. Заземление для защиты от статического электричества. Общие требования безопасности. (3297)

СССР

ОТРАСЛЕВОЙ СТАНДАРТ

Система стандартов б6езопасности труда

ОБОРУДОВАНИЕ КРИОГЕННОЙ ТЕХНИКИ.

ЗАЗЕМЛЕНИЕ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ОТ СТАТИЧЕСКОГО ЭЛЕКТРИЧЕСТВА.

Общие требования безопасности.

ОСТ 26-04-2563-79

СОГЛАСОВАНО

УТВЕРЖДЕНО

МХиНМ

Нач. ВПО «Союзкриогенмаш»

______________ Г.Ф. Шеин

8 августа 1979 г.

УДК 66.078.9-758.37 Группа Т 58

ОТРАСЛЕВОЙ СТАНДАРТ

Система стандартов безопасности труда.

ОБОРУДОВАНИЕ КРИОГЕННОЙ ТЕХНИКИ.

ЗАЗЕМЛЕНИЕ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ОТ СТАТИЧЕСКОГО ЭЛЕКТРИЧЕСТВА.

Общие требования.

ОСТ 26-04-2563-79

Взамен РТМ 26-04-38-73.

Приказом МХиНМ ВПО «Союзкриогенмаш» от 10. 09.1979 г. № 86 срок введения установлен с 01.01.1980 г.

Настоящий стандарт распространяется на стационарное оборудование криогенной техники, криогенные системы, воздухоразделительные установки и криогенно-вакуумное оборудование и устанавливает основные технические требования по заземлению для защиты их от статического электричества с целью предупреждения возможности возникновения опасных искровых разрядов при протекании технологического процесса и предназначен для использования при проектировании и монтаже заземления указанного оборудования.

Термины и их определения, применяемые в стандарте, приведены в справочном приложении 1 и в ГОСТ 21957-76.

1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

1.1 Заземляющие устройства для защиты от статического электричества следует, как правило, объединять с заземляющими устройствами для электрооборудования. Заземляющие устройства должны быть выполнены в соответствии с требованиями глав 1-7 и УП-3 «Правил устройства электроустановок».

Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного исключительно для защиты от статического электричества, допускается до 100 Ом.

1.2 все металлическое и электропроводное неметаллическое технологическое оборудование должно быть заземлено при расположении оборудования в любом помещении или вне его независимо от того, применяются ли другие меры защиты от статического электричества.

1.3 Оборудование криогенной техники (аппараты, трубопроводы, арматура, сосуды, машины, насосы, кожухи и т.д.), объединенное в криогенную и вакуумную системы или криогенную установку, должно представлять собой на всем протяжении непрерывную электрическую цепь, которая в пределах цеха, установки должна присоединяться к заземляющему устройству с помощью не менее двух заземляющих проводников в максимально удаленных друг от друга точках.

1.4 Оборудование, являющееся источником статического электричества, — каждое, независимо от заземления соединенных с ним коммуникаций и конструкций, должно быть присоединено к заземляющему устройству с помощью не менее двух заземляющих проводников в максимально удаленных друг от друга точках. Последовательное включение в заземляющий проводник оборудования в количестве более одного не допускается.

1.5 Металлические кожухи термоизоляции трубопроводов, аппаратов и т.п. оборудования в пределах цеха (установки) должны быть заземлены через каждые 40-50 см с помощью стальных проводников или путем присоединения непосредственно к заземленным трубопроводам, аппаратам, на которых они смонтированы.

1.6 Фланцевые соединения трубопроводов, аппаратов, арматуры, диафрагм, сосудов, корпусов с крышкой и соединения на разбортовке имеют достаточное для отвода зарядов статического электричества сопротивление (не более 10 Ом) и не требуют дополнительных мер по созданию непрерывной электрической цепи, например установки специальных перемычек.

При установке во фланцевых соединениях под крепежные детали прокладок, шайб и т.п. из диэлектрических материалов или окрашенных неэлектропроводными красками, необходимо установить шунтирующие металлические перемычки для обеспечения непрерывности электрической цепи.

1.7 Заземляющие проводники и металлические перемычки должны быть выполнены из того же материала, что и оборудование или из материалов, обеспечивающих возможность их соединения при помощи сварки или пайки.

В качестве заземляющего проводника, металлических перемычек можно использовать стальную шину сечением не менее 48 мм2 при толщине не менее 4 мм или голый медный проводник сечением не менее 6 мм2.

1.8 заземляющие проводники должны быть присоединены к контуру заземления сваркой согласно «Правилам устройства электроустановок».

1.9 Присоединение заземляющих проводников к оборудованию, внутриблочному контуру заземления и присоединения металлических перемычек должно быть осуществлено сваркой или пайкой. При невозможности осуществления сварки или пайки, как5 исключение, допускается:

— присоединение заземляющих проводников к оборудованию с помощью надежного болтового соединения, при этом заземляющие проводники должны быть облужены, а поверхность оборудования в месте контакта с заземляющим проводником тщательно зачищены;

— металлические перемычки на фланцевых соединениях устанавливать под гайку и головку болта, при этом перемычки в местах контакта должны быть обслужены, а поверхность фланцев в месте установки (контакта) перемычки тщательно зачищены.

1.10 Заземляющие проводники должны, по возможности, прокладываться по кратчайшему расстоянию.

1.11 Все трубопроводы, расположенные параллельно на расстоянии 100 мм и меньше друг от друга, должны соединяться между собой металлическими перемычками через каждые 20 м для выравнивания потенциалов и предотвращения искрения.

Трубопроводы, находящиеся в местах пересечения и сближения друг с другом, с металлическими лестницами и конструкциями на расстоянии 10 мм и меньше, также должны соединяться металлическими перемычками. Примеры установки металлических перемычек приведены в справочном приложении 2.

1.12 Трубопроводы слива и отбора криогенного продукта на анализ – каждый должен быть присоединен к заземляющему устройству с помощью не менее двух заземляющих проводников в максимально удаленных друг от друга точках. Трубопровод отбора на анализ рассматривается от места отбора до места ввода в прибор или отборное устройство.

1.13 Защита от статического электричества трубопроводов, расположенных на наружных эстакадах, должна отвечать так же требованиям СН 305-77.

1.14 Вентили для отбора криогенного продукта на анализ, сливно-наливные вентили криогенного продукта должны быть соединены металлической перемычкой со всеми трубопроводами, подходящими к вентилю при наличии между ними фланцевых соединений, указанных в п. 1.6.

1.15 Заземляющие проводники, металлические перемычки и контур заземления должны быть защищены от коррозии.

1.16 Заземляющие проводники, металлические перемычки и контур заземления должны иметь отличительную окраску в соответствии с «Правилами устройства электроустановок», глава 1-7.

При использовании технологических конструкций в качестве заземляющих проводников, на металлических перемычках между ними, а также в местах присоединений и ответвлений проводников должна быть нанесена отличительная окраска, указанная выше.

2. ЗАЗЕМЛЕНИЕ ВОЗДУХОРАЗДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК

2.1 Общие требования по заземлению для защиты от статического электричества см. раздел 1.

2.2 Ректификационные колонны, конденсаторы-испарители, отделители жидкого кислорода и кубовой жидкости, жидкостные адсорберы, трубопроводы слива и отбора жидкого кислорода и кубовой жидкости на анализ и т.п. оборудование, которое является источником возникновения статического электричества (см. п. 4.2) – каждое должно быть присоединено к заземляющему устройству с помощью не менее двух заземлющих проводников в максимально удаленных друг от друга точках.

Последовательное включение в заземляющий проводник оборудования в количестве более одного не допускается.

2.3 Кожух каждого блока разделения, регенераторов и т.п. должен быть присоединен к заземляющему устройству с помощью не менее двух заземляющих проводников в максимально удаленных друг от друга точках.

2.4 Заземляющие проводники должны быть присоединены к аппаратам в любом удобном месте. Примеры установки заземляющих проводников между аппаратами и контуром заземления приведены в справочном приложении 3.

2.5 Внутриблочный контур заземления должен быть присоединен к заземляющему устройству, указанному в п. 1.1, с помощью не менее двух заземляющих проводников в максимально удаленных друг от друга точках.

2.6 Внутриблочный контур заземления должен быть выполнен из того материала, что и заземляющие проводники или из материала, обеспечивающего возможность сварки или, как исключение, пайки. Внутриблочный контур заземления должен быть выполнен голым проводником сечением не менее 120 мм2 при минимальной толщине 4 мм.

2.7 Расположение внутриблочного контура заземления и заземляющих проводников внутри блоков разделения, регенераторов и т.п. не регламентируется и должно выполняться из условий удобства монтажа и эксплуатации.

2.8 Внутриблочный контур заземления рекомендуется прокладывать по периметру кожуха блоков разделения, регенераторов и т.п. 9 в удобных местах), прикрепляя его к стойкам и другим частям каркаса блока.

2.9 Вместо внутриблочного контура заземления при толщине стального листа кожуха блока не менее 4 мм допускается использовать цельносварной кожух блоков установки.

3. ЗАЗЕМЛЕНИЕ КРИОГЕННЫХ СИСТЕМ И КРИОГЕННОВАКУУМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ.

3.1 Общие требования по защите от статического электричества см. раздел 1.

3.2 Оборудование криогенной системы, расположенное в одном сооружении и объединенное в единую непрерывную сварную конструкцию, должно присоединяться к заземляющему устройству через каждые 40-50 м, но не менее чем двух максимально удаленных друг от друга точках, при этом требования к заземлению оборудования являющегося источником статического электричества см. пункт 1.4.

3.3 Если оборудование криогенной системы соединяется между собой с помощью сварных и фланцевых (болтовых) соединений, то требование по защите его от статического электричества см. пункт 1.3 …1.16, 3.2.

3.4 Криогенные резервуары подлежат обязательному заземлению в двух максимально удаленных друг от друга точках, расположенных в местах металлической связи внутреннего сосуда с наружным.

3.5 заземление трубопровода с вакуумной изоляцией следует производить в месте металлического сварного соединения внутренней трубы с наружной и на конце выдачи (слива) продукта, при этом расстояние между двумя точками заземления должно быть не более 40-50 м.

3.6 Анализный трубопровод должен быть подсоединен к контуру заземления в конце на минимально-технически возможном расстоянии.

3.7. На криогенном оборудовании (резервуарах, испарителях, трубопроводах и т.п.) указывается место присоединения заземляющего проводника с отличительной окраской указанной в пункте 1.16.

4. КОМПЛЕКТНОСТЬ РАЗРАБАТЫВАЕМОЙ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ.

4.1 Комплектность технической документации, по которой выполняется заземление оборудования для защиты его от статического электричества, определяется разработчиком оборудования в соответствии с ГОСТ 2.102-68.

4.2 Техническая документация должна содержать перечень оборудования, являющегося источником статического электричества.

5. ПРАВИЛА ПРИЕМКИ И МЕТОДЫ ИСПЫТАНИЙ

5.1 Приемка и испытание устройства защиты от статического электричества должны производиться одновременно с приемкой смонтированного технологического оборудования, при этом производится:

проверка состояния элементов заземляющего устройства путем доступного осмотра;

проверка наличия цепи между заземлителем и заземляемыми элементами (оборудованием) путем доступного осмотра, при этом не должно быть обрывов и неудовлетворительных контактов в заземляющих проводниках, во фланцевых соединениях и т.п.;

проверка соответствия сечений заземляющих проводников, сечения заземляющих проводников, металлических перемычек должны соответствовать указанным в рабочей технической документации;

измерение сопротивления заземляющих устройств.

5.2 Измерение сопротивления заземляющих устройств, преназначенных исключительно для защиты от статического электричества, должно проводиться аналогично измерению сопротивления заземляющих устройств электроустановок, указанному в «Правилах технической эксплуатации электроустановок потребителей», утвержденных Госэнергонадзором 12.04.1969 г., глава Э11-13.

Для измерения сопротивления заземляющих устройств рекомендуется выбирать на оборудовании точки, наиболее удаленные от мест присоединения заземляющих проводников.

Генеральный директор В.П. Беляков

Первый заместитель Генерального директора Н.В. Филин

Заместитель директора по научной работе В.Ф. Густов

Заместитель директора по научной работе В.И. Сухов

Начальник отделения В.В. Плотников

Начальник отделения Х.Я. Степ

Начальник отделения И.Е. Дудкин

Начальник базового отдела стандартизации В.Т. Гудилин

Руководитель разработки Ш.И Гагуа

Исполнители:

Зам.начальника отдела Г.Г. Блинов

Начальник сектора А.П. Лященко

Инженер-конструктор 1 кат А.П. Равадеев

Начальник сектора В.В. Котов

Соисполнители:

Начальник отдела Б.А. Белорусец

Начальник отдела В.В. Леонов

Начальник отдела В.Д. Коваленко

Начальник отдела Л.Н. Чекалов

Начальник отдела В.В. Кривохижин

Начальник отдела В.А. Гарин

Начальник лаборатории Б.А. Иванов

Начальник сектора В.И. Файнштейн

Ведущий конструктор М. Красовицкий

СОГЛАСОВАНО

Представитель заказчика № 334

____________ В.Н. Садовников

27 июня 1979 г

СОГЛАСОВАНО

Управляющий трестом Союзкислородмонтаж ММС

_____________А.М. Миляев

5 июня 1979 г.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Справочное

ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ

Термин	Определение
1. Заземление оборудования	Преднамеренное электрическое соединение оборудования с заземляющим устройством
2. Заземляющий проводник	Металлические проводники, соединяющие заземляемое оборудование с заземлителем
3. Контур заземления	Магистральный заземляющий проводник, проложенный по контуру (периметру) блока, цеха и т.п. и соединяющий несколько заземляющих проводников с заземлителем
4. Перемычка	Металлический проводник, предназначен-ный для обеспечения электрической связи в разъемных соединениях.
5. Оборудование	Аппарат, арматура, машина (насос, детандер, компрессор и т.п.), трубопровод, кожух, сосуд и т.п.
6. Заземлитель	Определение см. в «Правилах устройства электроустановок» глава 1-7
7. Заземляющее устройство.
8. Сопротивление заземляющего устройства

Приложение Ш — ГОСТ 9.602-2016

Главная / Проектировщику / Справочная информация – ГОСТ СНИП ПБ / ГОСТ 9.602-2016 /Версия для печати

Ш.1 Сущность метода заключается в определении потенциала трубопровода относительно установленного у поверхности трубы вспомогательного электрода (ВЭ) при определении эффективности действия установок электрохимической защиты в условиях затопления канала (или заноса канала фунтом) до уровня установки ВЭ, приведенной на рисунке Ш.1.

Рисунок Ш.1. Схема расположения вспомогательных электродов на поверхности подающего и обратного трубопроводов

1 — вспомогательный электрод; 2 — трубопровод; 3 — изоляционная конструкция; 4 — клеммная панель контрольно-измерительного пункта для присоединения контрольных проводников от подающего (ПТ) и обратного (ОТ) трубопроводов; 5 — электрическая перемычка; 6 — контрольные проводники

Ш.2 Средства контроля и вспомогательные устройства:

— мегомметр любого типа;

— вольтметр любого типа с внутренним сопротивлением не менее 1МОм, класса точности не ниже 1,5;

— электрод вспомогательный в соответствии с Е.2 (приложение Е).

Ш.3 Проведение измерений

Ш.3.1 В заданной зоне электрохимической защиты визуально или инструментальным методом определяют уровень затопления канала и камер, где установлены ВЭ. Уровень затопления канала или камеры, достигающий уровня установки ВЭ на подающем и обратном трубопроводах в зонах их нижней образующей, определяют в последовательности:

— отключают средства электрохимической защиты;

— отключают перемычки на контрольно-измерительном пункте между трубопроводом и В.Э (рисунок Ш.1), при этом если В.Э изготовлен из нержавеющей стали, то перемычка не устанавливается;

— к клеммам Т и В.Э подключают мегомметр и измеряют электрическое сопротивление между трубопроводом и В.Э.

Значение электрического сопротивления, равное или менее 10,0кОм, указывает на наличие воды в канале (камере) на уровне установки В.Э или выше него.

Аналогичные измерения проводят во всех пунктах установок В.Э.

Ш.З.2 При затоплении канала на уровне установки В.Э или выше него потенциал измеряют в следующей последовательности:

— при выключенной установке катодной защиты подключают вольтметр к клеммам контрольного пункта: положительный зажим вольтметра — к клемме Т (трубопровод), отрицательный — к клемме В.Э, при этом перемычка на клеммнике должна быть разомкнута;

— не менее чем через 30 мин после подготовки схемы фиксируют исходную разность потенциалов ΔUисх, В, между трубопроводом и В.Э с учетом ее знака;

— включают установку катодной защиты, установив режим ее работы при минимальных значениях силы тока и напряжения;

— увеличением силы тока в цепи установки катодной защиты устанавливают разность потенциалов между трубопроводом и В.Э U’т-в.э от минус 600 до минус 900мВ (не ранее чем через 10 мин после установки значения силы тока).

По окончании измерений замыкают В.Э на трубопровод.

Примечание. При изготовлении вспомогательного электрода из нержавеющей стали перемычку не устанавливают.

Ш.4 Обработка результатов измерений

Разность потенциалов Uт-в.э мВ, вычисляют по формуле

Uт-в.э = U’т-в.э — ΔUисх. , (Ш.1)

где

ΔUисх. — исходная разность потенциалов, мВ;

U’т-в.э — разность потенциалов между трубопроводом и В.Э после включения защиты, мВ.

Если полученные значения Uт-в.э на контрольно-измерительном пункте в зоне действия электрохимической защиты (на участках затопления или заноса канала грунтом) не находятся в пределах от минус 100 до минус 300мВ, проводят регулировку силы тока преобразователя, при этом силу тока преобразователя увеличивают с учетом предельно допустимого напряжения на выходе преобразователя, равного 12,0В.

Ш.5 Результаты измерений заносят в протокол по форме, приведенной в Ш.6.

Ш.6 Форма протокола измерений смещения потенциалов трубопровода (подающего, обратного) при контроле эффективности электрохимической защиты с помощью установок катодной защиты или протекторов (гальванических анодов)

Протокол измерений смещения потенциалов трубопровода (подающего, обратного) при контроле эффективности электрохимической защиты с помощью установок катодной защиты или протекторов (гальванических анодов)

Наименование города ___________________________________________________

Вид подземного сооружения и пункта измерения _____________________________

Дата __ число, месяц, год __

Время измерения: начало ___________________, окончание___________________

Адрес пункта измерения__________________________________________________

Вид измерений: разность потенциалов между трубопроводом и В.Э после включения защиты U’т-в.э

Тип и заводской номер прибора ____________________, дата поверки_________

Результаты измерений:

Интервал измерений	Uисх, В, для интервала
Интервал измерений	0с	10с	20с	30с	40с	50с
0мин
1мин
2мин
3мин
4мин
5мин
6мин
7мин
8мин
9мин

Результаты камеральной обработки измерений

Номер пункта измерений	Число измерений	ΔUисх	Сумма значений U’т-в.э	Среднее значение U’т-в.э	Среднее значение Uт-в.э

Измерения провел _____________________

Обработку данных провел _______________

Проверку провел _______________________

< назад / к содержанию / вперед >

Презентация на тему: Требования к заземляющим устройствам

•1. Независимо от применения других СЗСЭ заземление должно применяться на всех электропроводных элементах технологического оборудования и других объектов, на которых возможно возникновение или накопление электростатических зарядов, и соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.007-75 и ГОСТ 21130-75.

•2. Выполнение заземляющих устройств должно соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.030-81 и ПУЭ. Величина сопротивления заземляющего устройства, предназначенного исключительно для защиты от статического электричества, должна быть не выше 100 Ом.

•Надежность соединения оборудования с заземлителями обеспечивается обычно сваркой, реже – болтовым креплением.

•3. Заземление трубопроводов и других

объектов, расположенных на наружных эстакадах, должно быть выполнено в соответствии с действующими указаниями по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений.

•4. Заземляющие устройства должны применяться на электризующихся движущихся узлах производственного оборудования, изолированных от заземленных частей.

•5. При установке временных заземлений (цистерны, измерительные устройства и пр.) выбор типа заземлителей определяется лишь их механической прочностью.

В ряде случаев

необходимым является заземление человека, который может наэлектризоваться при выполнении работ или вследствие электростатической индукции.

•Для этого используют электропроводящие полы из материалов, у которых удельное объемное электрическое сопротивление не должно быть выше 106 Ом×м.

•К непроводящим покрытиям

относятся асфальт, резина, линолеум и др.

•Проводящими покрытиями являются бетон, пенобетон, ксилолит и т.д.

•Заземленные помосты и рабочие площадки, ручки дверей, поручни лестниц, рукоятки приборов, машин, механизмов, аппаратов являются дополнительными средствами отвода зарядов с тела человека.

•При достаточно высокой

относительной влажности деревянные полы также хорошо отводят статическое электричество.

•В случае если используются заземленные металлические площадки вблизи рабочего места, то крайне важно полностью исключить возможность прикосновения человека к токоведущим частям опасного напряжения.

Для придания непроводящим полам, покрытым линолеумом, релином, полихлорвиниловой плиткой, антистатических свойств рекомендуется производить влажную уборку 10–20%-ным водным раствором хлористого кальция.

•При этом увеличение электропроводности полов неэффективно без применения проводящей обуви (токопроводящей

является обувь с подошвой из слегка увлажненной кожи или полупроводящей резины, а также обувь, пробитая медными, латунными или алюминиевыми заклепками, не искрящими при ходьбе).

•Гидрофильность поверхности можно увеличить, смазав ее поверхностно-активными веществами, молекулы которых похожи на мыльные молекулы — одна часть очень длинной молекулы заряжена, а другая нет.

•Вещества, препятствующие появлению статического электричества, называют антистатиками.

•Антистатиком является, например, и обычная угольная пыль или сажа, поэтому, чтобы избавиться от статического электричества, в состав пропитки ковролиновых покрытий и обивочных материалов включают так называемую ламповую сажу.

•Для этих же целей в такие материалы добавляют до 3% натуральных волокон, а иногда и тонкие

металлические нити.

•С особой осторожностью нужно относиться к

современным строительным и отделочным материалам.

•Взять хотя бы ковролин – это готовый

генератор статического электричества.

•Для того, чтобы понять, зачем нужны антистатические полы, достаточно перечислить проблемы, к которым приводит накопление статического электрического заряда на поверхности пола:

-наэлектризованная поверхность удерживает пыль и грязь, поэтому гораздо труднее убирается;

-накопление заряда влияет на работу электронных систем, особенно чувствительных электронных приборов, вплоть до выведения их из строя; негативно влияет на здоровье.

1.2. Нейтрализаторы статического

электричества

Нейтрализатор статического электричества — устройство, предназначенное для снижения уровня электростатических зарядов путем ионизации электризующегося материала или среды вблизи его поверхности.

•Принцип работы всех нейтрализаторов основан на генерации ионов в зоне заряженного материала.

•Эти ионы притягиваются силами поля заряженного вещества и нейтрализуют заряды.

•Ионизация воздуха происходит при облучении ультрафиолетовыми или рентгеновскими лучами, тепловым, инфракрасным или радиоактивным излучением, а также за счёт коронного разряда.

ПУЭ 7. Правила устройства электроустановок. Издание 7

1.7.139. Соединения и присоединения заземляющих, защитных проводников и проводников системы уравнивания и выравнивания потенциалов должны быть надежными и обеспечивать непрервывность электрической цепи. Соединения стальных проводников рекомендуется выполнять посредством сварки. Допускается в помещениях и в наружных установках без агрессивных сред соединять заземляющие и нулевые защитные проводники другими способами, обеспечивающими требования ГОСТ 10434 «Соединения контактные электрические. Общие технические требования» ко 2-му классу соединений.

Соединения должны быть защищены от коррозии и механических повреждений.

Для болтовых соединений должны быть предусмотрены меры против ослабления контакта.

1.7.140. Соединения должны быть доступны для осмотра и выполнения испытаний за исключением соединений, заполненных компаундом или герметизированных, а также сварных, паяных и опрессованных присоединений к нагревательным элементам в системах обогрева и их соединений, находящихся в полах, стенах, перекрытиях и в земле.

1.7.141. При применении устройств контроля непрерывности цепи заземления не допускается включать их катушки последовательно (в рассечку) с защитными проводниками.

1.7.142. Присоединения заземляющих и нулевых защитных проводников и проводников уравнивания потенциалов к открытым проводящим частям должны быть выполнены при помощи болтовых соединений или сварки.

Присоединения оборудования, подвергающегося частому демонтажу или установленного на движущихся частях или частях, подверженных сотрясениям и вибрации, должны выполняться при помощи гибких проводников.

Соединения защитных проводников электропроводок и ВЛ следует выполнять теми же методами, что и соединения фазных проводников.

При использовании естественных заземлителей для заземления электроустановок и сторонних проводящих частей в качестве защитных проводников и проводников уравнивания потенциалов контактные соединения следует выполнять методами, предусмотренными ГОСТ 12.1.030 «ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление».

1.7.143. Места и способы присоединения заземляющих проводников к протяженным естественным заземлителям (например, к трубопроводам) должны быть выбраны такими, чтобы при разъединении заземлителей для ремонтных работ ожидаемые напряжения прикосновения и расчетные значения сопротивления заземляющего устройства не превышали безопасных значений.

Шунтирование водомеров, задвижек и т.п. следует выполнять лри помощи проводника соответствующего сечения в зависимости от того, используется ли он в качестве защитного проводника системы уравнивания потенциалов, нулевого защитного проводника или защитного заземляющего проводника.

1.7.144. Присоединение каждой открытой проводящей части электроустановки к нулевому защитному или защитному заземляющему проводнику должно быть выполнено при помощи отдельного ответвления. Последовательное включение в защитный проводник открытых проводящих частей не допускается.

Присоединение проводящих частей к основной системе уравнивания потенциалов должно быть выполнено также при помощи отдельных ответвлений.

Присоединение проводящих частей к дополнительной системе уравнивания потенциалов может быть выполнено при помощи как отдельных ответвлений, так и присоединения к одному общему неразъемному проводнику.

1.7.145. Не допускается включать коммутационные аппараты в цепи PE- и PEN-проводников, за исключением случаев питания электроприемников при помощи штепсельных соединителей.

Допускается также одновременное отключение всех проводников на вводе в электроустановки индивидуальных жилых, дачных и садовых домов и аналогичных им объектов, питающихся по однофазным ответвлениям от ВЛ. При этом разделение PEN -проводника на PE— и N-проводники должно быть выполнено до вводного защитно-коммутационного аппарата.

1.7.146. Если защитные проводники и/или проводники уравнивания потенциалов могут быть разъединены при помощи того же штепсельного соединителя, что и соответствующие фазные проводники, розетка и вилка штепсельного соединителя должны иметь специальные защитные контакты для присоединения к ним защитных проводников или проводников уравнивания потенциалов.

Если корпус штепсельной розетки выполнен из металла, oн должен быть присоединен к защитному контакту этой розетки.

Снижение помех от переменного тока для трубопровода с катодной защитой

Трубопровод имел общую полосу отвода с высоковольтной линией передачи переменного тока (рис. 1) и испытывал высокие потенциалы переменного тока. Для уменьшения наведенных помех переменного тока была предложена практика использования глубокого заземления. Трубопровод с трехслойным полиэтиленовым покрытием в сочетании с системой катодной защиты наложенным током (ICCP) был построен в 2008 году на маршруте, разделяемом с линиями электропередачи высокого напряжения (400 кВ) переменного тока.Трубопровод проходит под линиями электропередач в четырех точках (KP332 + 195, KP336 + 143, KP346 + 578 и KP366 + 143), показанных на Рисунке 2.

В пунктах пересечения установлен оригинальный способ заземления. Затем в августе 2012 года были проведены исследования постоянного тока (DC) и потенциала переменного тока на трубопроводе. Рисунок 2 показывает, что потенциалы переменного тока в некоторых местах были> 15 В переменного тока, а одно из них — до 27 В переменного тока. Требовалось дополнительное смягчение для обеспечения безопасности персонала.

Геологическое исследование

Самые высокие потенциалы переменного тока сосредоточены между KP288 + 093 и KP367 + 455, которые расположены в труднопроходимой горной местности с более высоким удельным сопротивлением на поверхности почвы.Поскольку низкое сопротивление земли имеет решающее значение для эффективного снижения помех переменного тока, в сентябре 2012 года было проведено глубокое геологическое исследование. На горизонтальном расстоянии ~ 10 м от KP294 + 102 была пробурена скважина. Во время бурения регистрировали сопротивление заземления с интервалами глубин 3 м. На глубинах от 100 до 120 м в грунтах глинистого типа сопротивление было <1 (рис. 3). Было определено, что система заземления на глубине 120 м возможна для уменьшения помех переменного тока.

Восстановление

В зависимости от наличия места на площадке были расположены новые системы заземления, как показано на Рисунке 4. Ячейки поляризации были установлены рядом с трубопроводом рядом с существующими испытательными постами. Цинковые аноды вместе с оцинкованными железными трубами были опущены в скважину в каждом конкретном месте.

Суспензия гипса, бентонита и сульфата натрия (Na ₂ SO ₄) закачивалась в каждое отверстие, которое окружало аноды и обеспечивало контакт с достаточной влажностью.Образцы переменного тока с соседними электродами сравнения медь / сульфат меди (Cu / CuSO ₄) были установлены рядом с трубой на каждом участке для оценки возможности коррозии на переменном токе.

Исследование

После завершения установки новой системы ослабления переменного тока и подключения цинковых электродов и оцинкованной железной трубы, 14 июля 2014 года было проведено еще одно исследование потенциала переменного тока. Все потенциалы переменного тока были значительно снижены и ниже нормы безопасности 15 В переменного тока (Таблица 1).Потенциалы холостого хода цинковых электродов почти такие же, как у оцинкованной железной трубы. Благодаря ожидаемому сроку службы угрозы для непрерывной работы и безопасности персонала значительно уменьшаются.

Выводы

Правильная конструкция и установка системы заземления являются ключом к устранению помех переменного тока. Поскольку поляризационные ячейки обладают способностью истощать переменный ток и блокировать постоянный ток, их производительность необходимо периодически контролировать, проверяя потенциал постоянного тока скрытого трубопровода, чтобы подтвердить, что CP остается эффективным.Кроме того, для продления срока службы следует учитывать надежность заземления с цинковыми электродами и оцинкованной железной трубой.

Библиография

ДЭП 30.10.73.33. «Монтаж и ввод в эксплуатацию систем катодной защиты». Гаага, Нидерланды: Shell Global Solutions.

Публикация NACE 35110. «Современные достижения в области коррозии на переменном токе: скорость, механизм и требования к смягчению коррозии». Хьюстон, Техас: NACE International, 2010.

Стандарт NACE SP0177-2014.«Снижение воздействия переменного тока и молнии на металлические конструкции и системы контроля коррозии». Хьюстон, Техас: NACE International, 2014.

ОБ АВТОРАХ

ЛИ ХОНГКИ (LI HONGQI) — старший инженер по коррозии в China Petroleum Pipeline Inspection Co., Ltd., No. 166 Aimin East Rd., Langfang City, China, электронная почта: lhq-163 @ 163.com. Он проводит прямые исследования внешней коррозии подземных трубопроводов, инспекции и оценку надземных резервуаров. У него есть степень бакалавра наук. Имеет степень по коррозии и защите Пекинского химического университета и является девятилетним членом NACE International.

ДОНГ ИНДЖУН (DONG YINGJUN) — инженер по трубопроводам в China Petroleum Pipeline Bureau Middle East, 309, Bldg. 1, Emaar Business Park, The Greens, PO Box 27311, Дубай, ОАЭ, электронная почта: [email protected]. У него есть M.S. степень Пекинского университета аэронавтики и астронавтики (2007 г.).До прихода в компанию работал инженером-нефтяником и инженером по трубопроводам.

ЧЖАО СЯОМИН (ZHAO XIAOMIN) — инженер центра технического обслуживания China Petroleum Pipeline Co., № 18 Sihai Rd., Development District, Langfang City, 065000, China. Имеет 20-летний опыт испытаний и обслуживания нефтепромысловых объектов. У нее есть B.S. степень в области хранения нефти и газа Китайского нефтяного университета (2008 г.).

Factbox: Нефтепроводы и газопроводы в США задерживаются из-за правовых и регуляторных баталий

(Рейтер) — Есть множество крупных U.Южный и канадский нефте- и газопроводы в стадии строительства, но многие из них были отложены в последние годы из-за юридических и нормативных баталий, в то время как другие были закрыты из-за роста затрат.

ФОТО ИЗ ФАЙЛА: Отрезки труб ждут, пока их уложат в землю вдоль строящегося трубопровода Mountain Valley возле Эллистона, штат Вирджиния, США, 29 сентября 2019 г. Снимок сделан 29 сентября 2019 г. REUTERS / Charles Mostoller

Вот основные проекты все еще в стадии разработки, и пара недавно отмененных проектов:

ГОРНАЯ ДОЛИНА

5 долларов США.Газопровод Mountain Valley на сумму 8–6,0 млрд долларов строится подразделениями Equitrans Midstream Corp, NextEra Energy Inc и другими. Он предназначен для транспортировки около 2 миллиардов кубических футов газа в сутки из Западной Вирджинии в Вирджинию.

Первоначально предполагалось, что проект будет введен в эксплуатацию в 2018 году. Из-за юридических и нормативных задержек, связанных с экологическими причинами, вероятная дата начала проекта была перенесена на конец 2021 года. Однако этот срок может быть продлен, так как теперь линия нуждается в многочисленных разрешениях на водные переходы. .

MARINER EAST 2 EXPANSION

Трубопровод для сжиженного природного газа (NGL) Mariner East 2 стоимостью 2,5 миллиарда долларов, который строится подразделением Energy Transfer LP, увеличит пропускную способность системы Mariner East на 275 000 баррелей в день из Огайо, Западной Вирджинии и от западной Пенсильвании до восточной Пенсильвании.

Первоначально ожидалось, что труба будет введена в эксплуатацию в третьем квартале 2017 года. После задержек, вызванных разливом бурового раствора, Energy Transfer ввела проект в эксплуатацию в декабре 2018 года.Завершение финальной фазы ожидается ко второму кварталу 2021 года.

РАСШИРЕНИЕ ТРАНС ГОР

Проект расширения Транс Маунтин на сумму 12,6 млрд канадских долларов (9,85 млрд долларов) был приобретен правительством Канады в 2018 году. Его планируется увеличить почти в три раза. мощность существующего нефтепровода с 300 000 баррелей в сутки до 890 000 баррелей в сутки. Трубопровод протекает из Альберты к побережью Британской Колумбии, и ожидается, что расширение будет завершено в декабре 2022 года.

ENBRIDGE LINE 3

Enbridge Inc расширяет существующий трубопровод Line 3 через Северную Дакоту, Миннесоту и Висконсин примерно в два раза. отгрузить 760 000 баррелей нефти в сутки из Альберты в Висконсин.

Энбридж начал строительство участка трубы Миннесота протяженностью 337 миль (542 км) в декабре 2020 года и планирует завершить проект во второй половине 2021 года. Экологические группы и другие лица оспаривают некоторые из разрешений на пересечение воды по проекту в корт.

ENBRIDGE LINE 5

Эта линия, по которой легкая нефть и пропан транспортируется через пролив Mackinac в Мичигане, пробыла в земле 68 лет. Губернатор штата недавно приказал перекрыть линию и отменил сервитут, разрешающий ей проходить через этот водоем, сославшись на риск разлива.Энбридж стремится построить туннель для размещения линии в проливах, чтобы защитить этот водоем. Однако для прокладки линии необходимы дополнительные разрешения штата и федеральные власти.

DAKOTA ACCESS

Трубопровод доступа к Дакоте в настоящее время проходит от сланцевого региона Баккен в Северной Дакоте до Небраски, где он соединяется с другими линиями до Среднего Запада и побережья Мексиканского залива США.

Линия транспортирует 470 000 баррелей нефти в день, но суды распорядились провести дополнительную экологическую экспертизу сервитута под озером Оахе, которое является источником питьевой воды для племени сиу Стэндинг Рок.Это разрешение было предоставлено в 2017 году администрацией Трампа.

АННУЛИРОВАНИЕ:

KEYSTONE XL

В одном из своих первых действий в качестве президента Байден отозвал разрешение, необходимое для строительства трубопровода Keystone XL компании TC Energy Corp стоимостью 8 миллиардов долларов, который должен был транспортировать 830 000 баррелей нефти в сутки из Альберты в Небраску.

Проект находился в разработке с 2008 года. Бывший президент Дональд Трамп утвердил разрешение на строительство линии в 2017 году, но правовые проблемы препятствовали строительству.

ATLANTIC COAST

Dominion Energy Inc и Duke Energy Corp отменили строительство газопровода на Атлантическом побережье стоимостью 8 миллиардов долларов из Западной Вирджинии в Вирджинию и Северную Каролину в июле после нескольких лет задержек и перерасхода средств из-за правовых и нормативных баталий.

Отчет Скотта ДиСавино; Редакция Маргариты Чой

% PDF-1.7 % 108 0 объект > эндобдж xref 108 131 0000000016 00000 н. 0000003506 00000 н. 0000003681 00000 п. 0000004456 00000 н. 0000004491 00000 н. 0000004630 00000 н. 0000004768 00000 н. 0000005292 00000 н. 0000005692 00000 п. 0000006079 00000 п. 0000006526 00000 н. 0000007137 00000 н. 0000007605 00000 н. 0000007642 00000 н. 0000007917 00000 п. 0000008031 00000 н. 0000008143 00000 п. 0000008267 00000 н. 0000008839 00000 н. 0000009076 00000 н. 0000009550 00000 н. 0000009805 00000 н. 0000012425 00000 п. 0000013510 00000 п. 0000014791 00000 п. 0000016289 00000 п. 0000018303 00000 п. 0000020783 00000 п. 0000021380 00000 п. 0000021407 00000 п. 0000021545 00000 п. 0000023996 00000 п. 0000026439 00000 н. 0000026886 00000 п. 0000042876 00000 п. 0000043127 00000 п. 0000057089 00000 п. 0000081840 00000 п. 0000081938 00000 п. 0000082008 00000 п. 0000106155 00000 п. 0000108804 00000 п. 0000108928 00000 н. 0000109043 00000 н. 0000109157 00000 н. 0000111015 00000 н. 0000111381 00000 н. 0000111770 00000 н. 0000113169 00000 н. 0000113502 00000 н. 0000113863 00000 н. 0000150426 00000 н. 0000150465 00000 н. 0000153193 00000 н. 0000153232 00000 н. 0000186144 00000 н. 0000186183 00000 н. 0000188668 00000 н. 0000188707 00000 н. 0000191195 00000 н. 0000191234 00000 н. 0000191529 00000 н. 0000191916 00000 н. 0000192303 00000 н. 0000192690 00000 н. 0000193087 00000 н. 0000193458 00000 н. 0000193669 00000 н. 0000193815 00000 н. 0000194045 00000 н. 0000194432 00000 н. 0000194661 00000 н. 0000194807 00000 н. 0000194953 00000 н. 0000195028 00000 н. 0000195342 00000 н. 0000195417 00000 н. 0000195541 00000 н. 0000195616 00000 н. 0000207513 00000 н. 0000207869 00000 н. 0000208284 00000 н. 0000208359 00000 н. 0000208414 00000 н. 0000208460 00000 н. 0000208491 00000 н. 0000208566 00000 н. 0000208679 00000 н. 0000212709 00000 н. 0000213030 00000 н. 0000213096 00000 н. 0000213212 00000 н. 0000217242 00000 н. 0000217921 00000 н. 0000218296 00000 н. 0000218371 00000 п. 0000218402 00000 н. 0000218477 00000 н. 0000219066 00000 н. 0000219394 00000 н. 0000219460 00000 н. 0000219576 00000 н. 0000220165 00000 н. 0000221110 00000 н. 0000221465 00000 н. 0000221540 00000 н. 0000221571 00000 н. 0000221646 00000 н. 0000221973 00000 н. 0000222039 00000 н. 0000222155 00000 н. 0000222509 00000 н. 0000222584 00000 н. 58o QK2 [} ßR>.pM.ZiHŕs * uE & su [V. ֝ T & X`YUH_ {Bv ٓ Кcd7R` «xxEɟau8 Qf; j-Hw * # @ JP ٷ mo 䢸 ʝI9 & i6 \ Iɢu ݍ ZzЁvn = [Emn6 = 5] A’W2}: Q8 «L ~ ynAi} (# S5tu1ì3KyV Տ k ‘(6JY | U2Yi% EqԢrgfN}; 9K @ 900KR> 900

% PDF-1.7 % 137 0 объект > эндобдж xref 137 128 0000000016 00000 н. 0000003484 00000 н. 0000003660 00000 н. 0000004387 00000 н. 0000004430 00000 н. 0000004569 00000 н. 0000004708 00000 н. 0000004847 00000 н. 0000005437 00000 н. 0000005851 00000 п. 0000006238 00000 п. 0000006843 00000 н. 0000007388 00000 н. 0000007876 00000 н. 0000007913 00000 п. 0000008150 00000 н. 0000008264 00000 н. 0000008388 00000 п. 0000008500 00000 н. 0000009070 00000 н. 0000009345 00000 п. 0000009914 00000 н. 0000010169 00000 п. 0000014084 00000 п. 0000017117 00000 п. 0000017730 00000 п. 0000017757 00000 п. 0000017895 00000 п. 0000022459 00000 п. 0000026558 00000 п. 0000031034 00000 п. 0000035489 00000 п. 0000040153 00000 п. 0000044068 00000 п. 0000044534 00000 п. 0000063366 00000 п. 0000063617 00000 п. 0000077942 00000 п. 0000102691 00000 н. 0000102794 00000 н. 0000102864 00000 н. 0000128223 00000 н. 0000130872 00000 н. 0000130996 00000 н. 0000131111 00000 н. 0000133071 00000 н. 0000133436 00000 н. 0000133835 00000 н. 0000135235 00000 н. 0000135568 00000 н. 0000135929 00000 н. 0000172491 00000 н. 0000172530 00000 н. 0000205442 00000 н. 0000205481 00000 н. 0000208183 00000 н. 0000208222 00000 н. 0000208517 00000 н. 0000208904 00000 н. 0000209291 00000 н. 0000209678 00000 н. 0000210075 00000 н. 0000210446 00000 н. 0000210657 00000 п. 0000210803 00000 н. 0000211033 00000 н. 0000211420 00000 н. 0000211649 00000 п. 0000211795 00000 н. 0000211941 00000 н. 0000212016 00000 н. 0000212330 00000 н. 0000212405 00000 н. 0000212529 00000 н. 0000212604 00000 н. 0000224501 00000 н. 0000224857 00000 н. 0000225272 00000 н. 0000225347 00000 н. 0000225402 00000 н. 0000225448 00000 н. 0000225479 00000 н. 0000225554 00000 н. 0000225667 00000 н. 0000229697 00000 н. 0000230018 00000 н. 0000230084 00000 н. 0000230200 00000 н. 0000234230 00000 н. 0000234909 00000 н. 0000235284 00000 н. 0000235359 00000 н. 0000235390 00000 н. 0000235465 00000 н. 0000236054 00000 н. 0000236382 00000 п. 0000236448 00000 н. 0000236564 00000 н. 0000237153 00000 н. 0000238098 00000 н. 0000238453 00000 п. 0000238528 00000 н. 0000238559 00000 н. 0000238634 00000 п. 0000238961 00000 н. 0000239027 00000 н. 0000239143 00000 п. 0000239497 00000 н. 0000239572 00000 н. 0000239603 00000 н. 0000239678 00000 н. 0000240006 00000 н. 0000240072 00000 н. 0000240188 00000 н. 0000240543 00000 н. 0000240618 00000 н. 0000240649 00000 н. 0000240724 00000 н. 0000241052 00000 н. 0000241118 00000 н. 0000241234 00000 н. 0000241589 00000 н. 0000241672 00000 н. 0000241759 00000 н. 0000241986 00000 н. 0000242073 00000 н. 0000242300 00000 н. 0000002856 00000 н. трейлер ] / Назад 927680 >> startxref 0 %% EOF 264 0 объект > поток htRMkQ = i & Lfmjb & 2DUDS).к + E $ EmhZƯRAD ݈ R? I ->. Syy

Даже если нефть и газ исчезнут, трубопроводы останутся

Через США проходит 2,6 миллиона миль трубопроводов, которые однажды выйдут из эксплуатации. Даже в загробной жизни эти зомби-трубопроводы смогут разливать токсичные материалы. Это было в прошлом. Также существует риск того, что однажды из могилы выйдет труба, подвергшаяся воздействию паводковых вод или эрозии. Или, лишившись нефти и газа, которые когда-то проходили через них, они могут случайно осушить водоемы или сделать наоборот — загрязнить их.

Пандемия COVID-19 потрясла индустрию ископаемого топлива, в результате чего цены на нефть впервые в истории стали отрицательными. Промышленности также необходимо будет бороться с надвигающимся климатическим кризисом и кампаниями по защите окружающей среды, которые недавно принесли громкие победы над газопроводами Dakota Access, Atlantic Coast и Keystone XL.

«Это кризис национальной инфраструктуры».

Все это заставляет людей думать о том, что будет дальше с нефтегазовыми компаниями и о трубопроводах, которые они в конечном итоге оставят позади.Потенциальные риски заставляют некоторые сообщества беспокоиться о том, что судьба трубопроводов, проложенных под их ногами, означает для их домов и окружающей среды. Они начали бороться за право голоса в том, что происходит с этими линиями, когда они заброшены. Без защиты они опасаются, что у них может остаться большой беспорядок и крупный чек.

Вопрос о том, кто несет ответственность за трубопроводы зомби, начинает проявляться в Миннесоте, где линия 3 Энбриджа может стать первым крупным трубопроводом, который будет оставлен на огромном участке Северной Америки.«Компании хотят вводить новые линии, а не заниматься своими старыми, и это кризис национальной инфраструктуры», — говорит Вайнона ЛаДьюк, исполнительный директор Honor The Earth, известной экологической группы коренных народов. Организация ЛаДьюка выступала как против отказа от устаревшей линии 3 Энбриджа, так и против строительства новой линии для ее замены. «Все должны смотреть строку 3, это прецедент», — говорит ЛаДьюк.

Вайнона ЛаДьюк, исполнительный директор Honor the Earth, протестует против трубопровода Энбриджа, называемого «SandPiper Line» и Line 3. Фото Кери Пикетт

Линия 3 — это «жизненно важное звено», как сообщает Enbridge на своем веб-сайте, по которому сырая нефть транспортируется на расстояние более 1000 миль от мест ее добычи в Альберте, Канада, до нефтеперерабатывающих заводов в Миннесоте и Висконсине. Построенный в 1960-х годах, трубопровод пропускал до 760 000 баррелей в день на пике мощности — примерно столько, сколько 24 000 автоцистерн могли перевезти за день. Но по прошествии более чем полувека пропускная способность трубопровода сократилась почти вдвое из-за его возраста.Enbridge заявляет, что может продолжать эксплуатировать стареющий трубопровод на его нынешней мощности с обслуживанием и ремонтом, но вместо этого хочет заменить его другим трубопроводом по измененному маршруту, который снова может транспортировать 760 000 баррелей в день. Компания не ответила на запрос о комментарии от The Verge .

Организация ЛаДьюка выступает против предложенного маршрута для нового трубопровода, опасаясь, что строительство и потенциальные разливы вдоль нового маршрута могут поставить под угрозу здоровье водосборных бассейнов и земель оджибве в Миннесоте.«Вы не можете оставить беспорядок для штата Миннесота и племен, которые очень сильно пострадали от этого, потому что он пересекает три резервации, чтобы убрать», — говорит ЛаДьюк.

В Канаде уже построена новая линия 3. В следующем году старая ветка будет очищена и заброшена. Национальный энергетический совет страны наблюдает за трубопроводами, которые пересекают границы, и требует от компаний представить план, прежде чем отказываться от трубопровода, который включает в себя то, как они откладывают средства для мониторинга выведенного из эксплуатации трубопровода и решения любых возникающих проблем.Это положение отсутствует в США, хотя Управление по безопасности трубопроводов и опасных материалов США требует, чтобы оставленные оставленные трубопроводы были отключены, очищены от опасных материалов и запломбированы.

Дорожный знак предупреждает водителей о предстоящем строительстве нефте- и газопровода 25 октября 2017 года в Хикори, округ Вашингтон, штат Пенсильвания. Расположенный в самом сердце богатого природным газом сланцевого региона Марселлус, жители и владельцы ферм в окрестностях округа Вашингтон продавали свои земли и права на полезные ископаемые иностранным компаниям, занимающимся поставками природного газа. Фото Роберта Никельсберга / Getty Images

Существуют установленные методы безопасной укладки трубопровода до упора. Обычно это требует, чтобы компании представили план действий, который включает отсоединение трубы, ее очистку и заполнение или заглушку, чтобы предотвратить превращение ее в канал для воды или других материалов, а также удаление любого ненужного оборудования, подключенного к трубопроводу над землей. Это также требует экологической экспертизы, которая может включать в себя консультации с местными сообществами и разработку мер по снижению любых рисков для окружающей среды.

«Это не ракетостроение», — говорит Алан Пентни, который писал о процедурах надлежащего закрытия трубопровода в Нефтегазопроводы: Руководство по целостности и безопасности . Это просто нужно сделать. По словам Пентни, правильно обслуживаемый трубопровод может не разрушиться в течение сотен лет. В некоторых случаях оставление трубопровода на месте может привести к меньшим повреждениям, чем его разрыв.

«Платите им по-крупному, действительно по-крупному»

Тем не менее, некоторые защитники и землевладельцы обеспокоены тем, что средства защиты в США недостаточно надежны, чтобы защитить людей от финансового бремени, связанного с разрушающимся трубопроводом на их дворе.«Во всей стране почти нет ничего, что могло бы защитить землевладельцев от брошенных трубопроводов. Все расходы по очистке перекладываются на землевладельцев », — говорит Пол Блэкберн, штатный поверенный Honor the Earth.

Стремясь успокоить жителей Миннесоты в 2018 году, Энбридж принял план по демонтажу трубы по требованию землевладельцев или предложению им компенсации за то, что она оставлена в земле. Тем, кто берет деньги, «[Энбридж] лучше заплатить им по-крупному, очень по-крупному», — говорит Рик Лундквист, владеющий недвижимостью в северной Миннесоте, через которую проходит часть Линии 3.Оставление трубопровода на месте обходится Enbridge намного дешевле — 85 миллионов долларов, по сравнению с 1,28 миллиардами долларов, затрачиваемыми на его демонтаж. Но риски возрастают, чем дольше линия 3 остается в земле, согласно заявлению о воздействии на окружающую среду, подготовленному Министерством торговли Миннесоты.

Следить за ним важно, потому что, оставленная на месте, линия рискует загрязнить близлежащую почву и воду остатками масла или химикатами, использованными для ее очистки, после того, как она выйдет из строя.Со временем, когда труба сломается, земля вокруг нее может затонуть. Или, если он больше не отягощен нефтью, он может начать подниматься на поверхность — проблема, которая вызывает большую озабоченность в отношении линии 3 по сравнению с новыми трубопроводами, поскольку она была построена до того, как требования минимальной глубины были приняты в закон.

Вайнона ЛаДьюк протестует в Калгари на собрании акционеров Enbridge. Изображение: Почитай Землю

В отличие от организации ЛаДьюка и Блэкберна, Лундквист поддерживает Энбридж в строительстве новой линии 3.Он просто не хочет, чтобы старая ветка гнила на его земле, и приветствует работу, которая может возникнуть при удалении старой линии и строительстве новой.

Марк Борхардт — еще один землевладелец, который беспокоится о том, что ему придется нести расходы, связанные с проведением четырех трубопроводов Энбриджа, но не линии 3, проходящих через его собственность в центре Висконсина. «У меня каждый день проходит 2,2 миллиона баррелей нефти, проходящих под моей дорогой, — говорит Борхардт. Когда он купил недвижимость в 1994 году, через нее проходил только один трубопровод.Сервитут от 1968 года дал Энбриджу право использовать участок земли Борхардта для строительства новых трубопроводов.

«В моем сервитуте 1968 года нет ничего, что говорило бы:« Энбридж, ты должен снять трубку, когда закончишь », — говорит Борхардт. «Все, что я получаю, — это головные боли и сотрудники Enbridge, вырывающие мою землю, чтобы починить свою трубу». С тех пор Борчардт основал некоммерческую организацию под названием Wisconsin Easement Action Team, чтобы продвигать более сильную защиту в новых сервитутах трубопроводов, с новыми положениями, которые требуют от компаний брать на себя ответственность за то, что происходит с трубопроводами в конце их жизни.

Знаки «Продается недвижимость» рядом с газопроводами на шоссе 52 штата Колорадо, недалеко от линий округа Боулдер и Уэлд, 7 июня 2017 года, недалеко от Эри, штат Колорадо. Операции по добыче, разведке и гидроразрыву газа и нефти все больше и больше сталкиваются с разделением и жилищным строительством, поскольку передний диапазон продолжает расти. Фото Хелен Ричардсон / The Denver Post через Getty Images

Это тем более важно, потому что будущее нефтегазовых компаний более неопределенно, чем когда-либо, что также делает будущее их трубопроводов более неопределенным.Придет время, когда США придется считаться с судьбой всех своих трубопроводов — и когда это время придет, компаний, которые ими управляют, больше не будет рядом, чтобы иметь с ними дело. Одна только пандемия COVID-19 привела к банкротству нефтегазовых компаний. Даже после того, как экономика оправится от пандемии, впереди будет еще больше проблем. Глобальные усилия по борьбе с изменением климата, принятые в знаменательном Парижском климатическом соглашении 2015 года, поставили страны на путь сокращения выбросов парниковых газов от сжигания ископаемого топлива до нуля к 2050 году.Это означает будущее с большим количеством возобновляемых источников энергии и практически без нефти и газа.

«Ожидайте увидеть все больше и больше заброшенных трубопроводов».

После того, как Enbridge изначально потратил 85 миллионов долларов на безопасный вывод из эксплуатации линии 3, по оценкам, на мониторинг заброшенной линии потребуется дополнительно 100 000 долларов в год. Это проблеск затрат, которые могут быть переложены на землевладельцев, если Энбридж не заплатит.

«В будущем, когда спрос на сырую нефть снизится, мы ожидаем увидеть все больше и больше заброшенных трубопроводов», — говорит Блэкберн.«Поскольку в будущем нефтяная промышленность будет иметь все меньше и меньше денег, возрастает риск того, что они просто уйдут от своих трубопроводов и оставят землевладельцев держать мешок».

Введение в нефтегазовые трубопроводы

Автор: Венди Фан, стажер FracTracker Alliance

Северная Америка состоит из обширной сети межгосударственных и внутригосударственных трубопроводов, которые играют жизненно важную роль в транспортировке воды, опасных жидкостей и сырья. По оценкам, 2.6 миллионов миль трубопроводов в стране, и он доставляет триллионы кубических футов природного газа и сотни миллиардов тонн жидких нефтепродуктов каждый год. Поскольку трубопроводная сеть подпитывает повседневные функции и средства к существованию нации, доставляя ресурсы, используемые для энергетических целей, очень важно пролить свет на эту транспортную систему. В этой статье кратко рассматриваются нефте- и газопроводы, что они собой представляют, почему они существуют, их потенциальное воздействие на здоровье и окружающую среду, предлагаемые проекты и кто их контролирует.

Что такое трубопроводы и для чего они используются?

Трубопроводы в Северной Дакоте. Фотография: Кэтрин Хилтон

Трубопроводная сеть в США — это транспортная система, используемая для перемещения товаров и материалов. По трубопроводам транспортируются различные продукты, такие как сточные воды и вода. Однако наиболее распространенные продукты транспортируются в энергетических целях, включая природный газ, биотопливо и жидкую нефть. Трубопроводы существуют по всей стране, и они различаются в зависимости от перевозимых товаров, размера труб и материала, из которого изготовлены трубы.

Хотя некоторые трубопроводы проложены над землей, большинство трубопроводов в США проложено под землей. Поскольку нефте- и газопроводы хорошо скрыты от общественности, большинство людей не подозревают о существовании обширной сети трубопроводов.

Протяженность трубопроводной системы США

Соединенные Штаты имеют наибольшее количество миль трубопроводов, чем любая другая страна: 1 984 321 км (1 322 999 миль) по транспортировке природного газа и 240 711 км (149 570 миль) по нефтепродуктам.На втором месте по протяженности трубопроводов находится Россия (163 872 км (101 825 миль)), а затем Канада (100 000 км (62 137 миль)).

Виды нефтегазопроводов

Существуют две основные категории трубопроводов, используемых для транспортировки энергоносителей: нефтепроводы и трубопроводы природного газа.

Нефтепроводы транспортируют сырую нефть или сжиженный природный газ, и есть три основных типа нефтепроводов, участвующих в этом процессе: системы сбора, системы трубопроводов сырой нефти и системы трубопроводов нефтепродуктов.Системы сборных трубопроводов собирают сырую нефть или жидкий природный газ из эксплуатационных скважин. Затем она транспортируется по системе трубопроводов сырой нефти на нефтеперерабатывающий завод. После переработки нефти в такие продукты, как бензин или керосин, она транспортируется по трубопроводным системам для нефтепродуктов на станции хранения или распределения.
По трубопроводам природного газа природный газ транспортируется со стационарных объектов, таких как газовые скважины или объекты импорта / экспорта, и доставляется в различные места, например дома или непосредственно на другие объекты экспорта.Этот процесс также включает три различных типа трубопроводов: системы сбора, системы передачи и системы распределения. Подобно системам сбора нефти, система трубопроводов сбора природного газа собирает сырье из эксплуатационных скважин. Затем он транспортируется по большим трубопроводам, по которым природный газ транспортируется от предприятий к портам, нефтеперерабатывающим заводам и городам по всей стране. Наконец, системы распределения состоят из сети, которая распределяет продукт по домам и предприятиям.Двумя типами систем распределения являются основная линия распределения, которая представляет собой более крупные линии, которые перемещают продукты близко к городам, и линии распределения услуг, которые представляют собой линии меньшего размера, которые соединяют основные линии с домами и предприятиями.

Правая дорога (ROW)

Прежде чем приступить к реализации планов строительства новых трубопроводов, необходимо обеспечить полосу отвода земли от частных и государственных землевладельцев, за которые трубопроводные компании обычно будут платить. Полоса отвода — это сервитуты, которые должны быть согласованы и подписаны как землевладельцем, так и трубопроводной компанией, и позволяют операторам трубопроводов приступить к установке и обслуживанию трубопроводов на этой земле.Операторы трубопроводов могут получить право землеотвода путем покупки собственности или в судебном порядке. Полоса отвода может быть постоянной или временной и требует одобрения FERC.

Нормативный надзор

В зависимости от типа трубопровода, того, что он передает, из чего он сделан и где проходит, существуют различные федеральные агентства или агентства штата, которые обладают юрисдикцией в отношении его регулирующих дел.

A. Федеральная комиссия по регулированию энергетики (FERC)

Межгосударственные трубопроводы, которые либо физически пересекают границы штата, либо транспортируют продукцию, которая будет пересекать границы штата, все разрешены Федеральной комиссией по регулированию энергетики (FERC).FERC — это независимая организация в составе Министерства энергетики США, которая разрешает межгосударственную инфраструктуру электроснабжения и природного газа. Полномочия FERC лежат в различных законодательных актах в области энергетики, начиная с Закона о природном газе 1938 года и заканчивая недавно принятым Законом об энергетической политике 2005 года. Президент США назначает четырех его уполномоченных. Другие агентства, такие как Департамент транспорта, региональные органы власти, такие как Комиссии по речным бассейнам, и Инженерный корпус армии также могут быть задействованы.FERC утверждает расположение, строительство, эксплуатацию и ликвидацию межгосударственных трубопроводов. У них нет юрисдикции над размещением внутригосударственных газопроводов или опасных жидкостей.

B. Управление трубопроводов и опасных материалов (PHMSA)

При Министерстве транспорта США PHMSA наблюдает, разрабатывает и обеспечивает соблюдение нормативных требований для обеспечения безопасной и экологически чистой трубопроводной транспортной системы. В PHMSA есть два офиса, которые выполняют эти задачи.Управление безопасности опасных материалов разрабатывает правила и стандарты для классификации, обращения и упаковки опасных материалов. Управление безопасности трубопроводов разрабатывает правила и подходы к управлению рисками для обеспечения безопасной транспортировки по трубопроводам, а также обеспечивает безопасность при проектировании, строительстве, эксплуатации и техническом обслуживании, а также ликвидации разливов при транспортировке опасных жидкостей и природного газа по трубопроводам. Ниже приведены некоторые правила, применяемые PHMSA:

1. Закон о безопасности трубопроводов, нормативной уверенности и создании рабочих мест 2011 г. или Закон о безопасности трубопроводов 2011 г.

Этот закон повторно разрешает PHMSA продолжать изучение и совершенствование правил безопасности трубопроводов.Это позволяет PHMSA:

Обеспечение нормативной уверенности, необходимой владельцам и операторам трубопроводов для планирования инвестиций в инфраструктуру и создания рабочих мест
Улучшение трубопроводного транспорта путем усиления соблюдения действующих законов и улучшения существующих законов там, где это необходимо
Обеспечение сбалансированного регулирующего подхода к повышению безопасности с применением принципов рентабельности
Защищать и сохранять авторитет Конгресса, гарантируя, что определенные ключевые правила не будут окончательно утверждены до тех пор, пока Конгресс не получит возможность действовать.

2.Федеральные правила безопасности трубопроводов: программы информирования общественности

Осуществляемая PHMSA Программа информирования общественности обязывает трубопроводные компании и операторов разрабатывать и внедрять программы повышения осведомленности общественности в соответствии с рекомендациями Американского института нефти.
Согласно этому постановлению, операторы трубопроводов должны предоставлять общественности информацию о том, как распознавать, реагировать и сообщать о чрезвычайных ситуациях на трубопроводе.

3. Закон о безопасности газопроводов 1968 года

Этот закон уполномочивает Министерство транспорта регулировать транспортировку по трубопроводу горючего, токсичного или агрессивного природного газа или других газов, а также транспортировку и хранение сжиженного природного газа.

PHMSA также разработала интерактивную национальную систему картографирования трубопроводов для доступа и использования населением. Однако карту можно просматривать только для одного округа за раз, она не включает линии распределения или сбора, а при слишком большом увеличении масштаба трубопроводы исчезают. Фактически, сайт предупреждает, что карту не следует использовать для определения точного местоположения трубопроводов, заявляя, что местоположения могут быть неправильными на расстоянии до 500 футов. PHMSA утверждает, что эти ограничения существуют в интересах национальной безопасности.

C. Инженерный корпус армии США

Разрешение должно быть получено в Инженерном корпусе армии США, если трубопровод будет проложен через судоходные водоемы, включая водно-болотные угодья. Государственные природоохранные органы, такие как Департамент охраны окружающей среды ПА, также участвуют в процессе утверждения строительства трубопроводов через водные пути и водно-болотные угодья.

Риски для здоровья и окружающей среды

Хотя трубопроводная транспортировка природного газа и нефти считается более безопасной и дешевой, чем наземная транспортировка, отказы трубопроводов, отказ инфраструктуры, человеческий фактор и стихийные бедствия могут привести к серьезным катастрофам на трубопроводе.Таким образом, предыдущие инциденты оказали пагубное воздействие на окружающую среду и безопасность населения.

A. Землепользование и фрагментация лесов

Строительная площадка и полоса отвода 26-дюймового трубопровода Колумбии. Фотография: Sierra Shamer

Для того, чтобы проложить трубопровод под землей, вырубается большой участок леса и земли, чтобы обеспечить пропускную способность трубопровода. Такие штаты, как Пенсильвания, которые состоят из богатой экосистемы из-за обилия лесов, подвергаются критическому риску сокращения среды обитания для видов растений и риску искоренения определенных видов животных.Геологическая служба США (USGS) была нацелена на количественную оценку количества нарушенных земель в округах Брэдфорд и Вашингтон в Пенсильвании в результате нефтегазовой деятельности, включая строительство трубопроводов. В отчете USGS делается вывод, что строительство трубопровода было одним из основных источников увеличения количества лесных участков. В округе Брэдфорд, штат Пенсильвания, количество участков увеличилось на 306, из которых 235 были связаны со строительством трубопровода. Округ Вашингтон увеличился на 1000 участков, половина из которых была связана со строительством трубопровода.

Б. Компрессорные станции

Компрессорные станции играют важную роль в обработке и транспортировке материалов, проходящих по трубопроводу. Однако компрессорные станции представляют значительную опасность для здоровья человека. Даже когда процесс бурения и гидроразрыва завершен, компрессорные станции остаются в этом районе, чтобы газ в трубопроводах непрерывно поступал. Стационарный характер этого источника загрязнения воздуха означает, что в атмосферу постоянно выбрасывается комбинация таких загрязнителей, как летучие органические соединения (ЛОС), оксиды азота (NOx), формальдегид и парниковые газы.Известно, что эти загрязнители оказывают вредное воздействие на дыхательную систему, нервную систему или легкие. Помимо выбросов загрязняющих веществ, уровень шума компрессорных станций может достигать 100 децибел. Центр по контролю и профилактике заболеваний (CDC) сообщает, что потеря слуха может произойти из-за прослушивания звуков мощностью 85 децибел или выше в течение длительного периода времени.

C. Эрозия и отложения

Сильные дожди или ураганы могут привести к чрезмерному разрушению почвы, что, в свою очередь, увеличивает возможность возникновения эрозии и отложения отложений.Эрозия может вскрыть подземные трубопроводы, а осадки размером более 5 дюймов (13 см) могут сдвинуть или разрушить бермы, а также разрушить насыпи почвы, используемые для защиты от наводнений. Эрозия почвы увеличивает уязвимость подземных трубопроводов к повреждениям от размыва или промывки, а также повреждению обломками, транспортными средствами или лодками.

D. Выдающийся домен

Известный домен позволяет государственным или федеральным правительственным органам осуществлять свои полномочия по изъятию частной собственности у жителей или граждан для общественного использования и развития.В некоторых случаях частные компании использовали право захватывать землю для собственной выгоды. Затем владельцам собственности выплачивается компенсация в обмен на их землю. Однако землевладельцы могут в конечном итоге тратить больше, чем получают. Чтобы получить компенсацию, владельцы должны нанять собственного оценщика и юриста, и они также обычно не получают компенсацию в размере полной стоимости земли. Кроме того, стоимость недвижимости снижается после прокладки трубопроводов на их земле, что затрудняет продажу дома в будущем.

E. Разливы и утечки

Плохо обслуживаемые и неисправные трубопроводы, по которым транспортируется сжиженный природный газ или сырая нефть, могут представлять серьезную опасность для здоровья и окружающей среды в случае разлива жидкостей или утечек в почву. Сырая нефть может содержать более 1000 химических веществ, которые считаются канцерогенными для человека, например, бензол. Выброс потенциально токсичного химического вещества или нефти может проникать в почву, подвергая население воздействию паров в атмосфере, а также загрязняя грунтовые и поверхностные воды.Мало того, что контроль и ликвидация инцидентов обходятся дорого, разливы химикатов или нефти также могут иметь долгосрочные последствия для окружающей среды и населения. Разрыв трубопровода, из которого произошла утечка 33 000 галлонов сырой нефти в Солт-Лейк-Сити, штат Юта, в 2010 году, подвергло жителей соседней общины воздействию химических паров, что вызвало у них сонливость и вялость. После ввода в эксплуатацию в 2010 году на Трансканадском трубопроводе Keystone только за первый год было зарегистрировано 35 утечек и разливов. В апреле 2016 года из трубопровода Keystone в Южной Дакоте произошла утечка 17 000 галлонов нефти.Более старые трубопроводы протекают с большей вероятностью, чем новые, поэтому эта проблема будет только увеличиваться по мере старения трубопроводной инфраструктуры.

Также было выявлено, что из трубопроводов природного газа происходит утечка метана, основного компонента природного газа, на уровнях, намного превышающих предполагаемые. Метан не только способствует изменению климата, он подвергает окружающие сообщества риску газовых взрывов и подвергает их опасно высоким уровням метана в воздухе, которым они дышат.

F. Взрывы

Предупреждающий знак о трубопроводе в Техасе.Фото: Экологический институт США

Взрывы также обычны из-за неисправных трубопроводов, пропускающих природный газ. В отличие от разливов нефти или жидкости, которые обычно распространяются и просачиваются в почву, утечки газа могут взорваться из-за летучести углеводорода. Например, недавний взрыв трубопровода в округе Уэстморленд, штат Пенсильвания, вызвал серьезные ожоги у человека, а также привел к эвакуации десятков домов. В результате очередного взрыва трубопровода в Сан-Бруно, Калифорния, 8 человек погибли, 6 пропали без вести и 58 получили ранения.Тридцать восемь домов также были разрушены, еще 70 домов были повреждены. Этот взрыв обнажил бессистемную систему учета десятков тысяч миль газопроводов, некачественное строительство и методы проверки.

Предстоящие предлагаемые проекты

По оценкам, к 2018 году будет завершено строительство 4600 миль новых межгосударственных трубопроводов. Ниже приведены лишь несколько крупных проектов, которые в настоящее время предлагаются или находятся в процессе получения разрешения.

А.Проект расширения Atlantic Sunrise

Этот трубопровод будет охватывать 194 мили через штат Пенсильвания. Он будет построен так, чтобы проходить через части 10 различных округов ПА, включая Колумбию, Ланкастер, Ливан, Люцерн, Нортумберленд, Шуйлкилл, Саскуэханну, Вайоминг, Клинтон и Лайкоминг. Для этого проекта потребуется 125-футовая полоса отвода, и он будет проходить через 52 участка, спроектированных как «охраняемые земли» в Пенсильвании. Этот предлагаемый проект все еще находится на рассмотрении FERC — решение ожидается в конце 2016 или начале 2017 года.

B. Газовая трансмиссия NEXUS

Spectra Energy (Хьюстон), DTE Energy (Детройт) и Enbridge Inc. (Канада) создают партнерские отношения для строительства газопровода стоимостью 2 миллиарда долларов, который пройдет из восточного Огайо в Мичиган в Онтарио. Уже подано с FERC и начнется строительство в начале 2017 года. Он предлагает 255-мильный трубопровод и будет линией шириной 36 дюймов.

С. Маринер Ист 2 Трубопровод

Этот трубопровод увеличит пропускную способность существующего трубопровода с 70 000 баррелей в сутки до 345 000 баррелей.У компании есть планы по доставке пропана, бутана, этана и других сжиженных газов через штат в округа Делавэр, Берк и Ливан в Пенсильвании. В настоящее время строительство откладывается из-за отката и получения разрешений.

D. Проект Northeast Energy Direct (NED)

Этот проект был предназначен для расширения существующего трубопровода на 420 миль от округа Саскуэханна, штат Пенсильвания, и проходящего через Нью-Йорк, Массачусетс, Нью-Гэмпшир и Коннектикут. Недавно, в апреле 2016 года, Kinder Morgan решила приостановить дальнейшее развитие этого предложенного трубопровода.

E. Трубопровод на Атлантическом побережье

Трубопровод на Атлантическом побережье изначально планировал проложить 550 миль трубопровода из Западной Вирджинии в Северную Каролину и пересечь десятки ручьев Чесапика, два национальных леса и пересечь Аппалачскую тропу. Их разрешение на строительство этого трубопровода было отказано Лесной службой США в январе 2016 года; таким образом, откладывая проект на данный момент.

F. Проект дополнительного рынка Алгонкина (AIM)

С одобрения FERC компания Spectra Energy начала строительство трубопровода протяженностью 37 миль через Нью-Йорк, Коннектикут и Массачусетс.Местоположение трубопровода вызывает особую тревогу, поскольку оно находится в критической близости от атомной электростанции Индиан-Пойнт. Разрывы или утечки из трубопровода могут угрожать безопасности населения и даже привести к аварии на электростанции. Spectra Energy также представила два дополнительных предложения: Atlantic Bridge и Access Northeast. Оба проекта расширят трубопровод Алгонкина до Новой Англии, и оба все еще находятся в процессе утверждения в FERC.

G. Трубопровод Конституции

Первоначально планировалось, что трубопровод «Конституции» будет охватывать 124 мили от округа Саскуэханна, штат Пенсильвания, до округа Шохари, штат Нью-Йорк, но в апреле 2016 года в этом было отказано штатом Нью-Йорк.

Чтобы просмотреть маршруты предлагаемых трубопроводов, посетите карту Североамериканских трубопроводов и предложений по нефтегазовой инфраструктуре FracTracker.

Предварительный просмотр карты предполагаемых трубопроводов Северной Америки. Щелкните для просмотра в полноэкранном режиме.

Дополнительные вопросы

Пожалуйста, напишите нам по адресу [email protected], если есть какие-либо неотвеченные вопросы, на которые вы хотите, чтобы мы ответили или включили.

Обновление: эта статья была отредактирована 21 июня 2016 г. на основании отзывов и предложений читателей.

4 подхода к защите активов и работников вашего трубопровода

Снижение воздействия переменного тока — это процесс проектирования и применения систем заземления трубопроводов к:

Предотвращение скачков напряжения при возникновении неисправности
Снижение плотности переменного тока для защиты от коррозии, вызванной переменным током
Поддерживайте ступенчатый и контактный потенциалы переменного тока ниже 15 В переменного тока для защиты персонала от поражения электрическим током

Снижение напряжения переменного тока предотвращает скачки напряжения, защищает трубопроводы от коррозии и защищает рабочих в зонах, где трубопровод проходит параллельно высоковольтным линиям электропередачи.

Трубопроводы, идущие параллельно воздушным высоковольтным системам электропередачи переменного тока, подвержены влиянию переменного тока. Помехи переменного тока имеют несколько потенциально неблагоприятных воздействий на безопасность персонала и целостность трубопровода. Предполагая, что эти условия существуют, есть несколько мер, которые могут быть приняты для уменьшения помех переменного тока, присутствующих в трубопроводе. Эти стратегии смягчения воздействия переменного тока подробно описаны в различных международных стандартах, включая NACE SP0177-2014 «Снижение воздействия переменного тока и молнии на металлические конструкции и системы контроля коррозии».

Существует четыре основных подхода к уменьшению помех переменного тока. Эти стратегии смягчения:

Одной из основных проблем, связанных с системами передачи высокого напряжения переменного тока, параллельными подземным трубопроводам, является риск того, что неисправное состояние на опоре электропередачи может привести к быстрому разряду тока повреждения вблизи трубопровода. Это может привести к возникновению дуги постоянного тока в почве — редко, но очень опасно. Более распространенным является быстрое повышение потенциала земли, которое подвергает покрытие трубопровода воздействию больших градиентов напряжения, что приводит к повреждению покрытия.Защита от повреждений — это система заземления подходящей конструкции, которая устанавливается между основанием опоры и трубопроводом, которая защищает трубопровод и отводит вредные токи от трубопровода, обеспечивая путь к земле с низким сопротивлением. Обычно он имеет форму параллельного экранирующего провода из меди или цинка, подключенного к трубопроводу.

Когда на трубопроводе присутствует высокое напряжение переменного тока, либо во время неисправности, либо в результате индуктивной связи во время нормальных стационарных операций, персонал, находящийся в непосредственной близости и / или касающийся любого надземного или открытого оборудования, находится в опасность поражения электрическим током, ступеньки или прикосновения.Установка мата для контроля градиента, который представляет собой систему скрытых неизолированных проводов, обычно из оцинкованной стали, меди или цинка, соединенных с конструкцией, обеспечивает локальную защиту от прикосновения и скачков напряжения за счет создания эквипотенциальной зоны вокруг вспомогательного оборудования.

Сосредоточенные системы заземления трубопроводов состоят из неглубоких или глубоких заземляющих проводов, которые подключаются к конструкции в стратегических местах для снижения уровня переменного напряжения вдоль трубопровода. Это обеспечивает защиту конструкции в установившемся режиме или в условиях неисправности из-за близлежащей передачи электроэнергии.

Система заземления проводов управления градиентом

работает так же, как система сосредоточенного заземления. В системе этого типа длинные заземляющие провода непрерывного действия устанавливаются горизонтально и параллельно трубопроводу. Они стратегически расположены и имеют такие размеры, чтобы снизить наведенное напряжение переменного тока вдоль трубопровода в установившемся режиме или в условиях неисправности от близлежащей линии электропередачи.

Для снижения высоких уровней наведенного переменного напряжения вдоль трубопровода, провода управления градиентом являются наиболее распространенной формой снижения переменного тока.Также распространены гибридные системы, сочетающие сосредоточенные системы заземления с проводами управления градиентом. Независимо от типа используемой системы заземления трубопровода, все эти подходы к снижению воздействия переменного тока включают установку заземляющего устройства на поврежденную конструкцию, чтобы позволить наведенному переменному току и току повреждения быстро отводиться от трубопровода.

Перед установкой системы ослабления переменного тока обычно используется сложное программное обеспечение для моделирования переменного тока, чтобы оценить влияние токов короткого замыкания и оценить индуцированные токи в установившемся режиме, которые можно ожидать вдоль трубопровода.Эта информация используется для определения количества и местоположения необходимых мер по смягчению воздействий на основе множества факторов, включая удельное сопротивление почвы, физические характеристики трубопровода, рабочие параметры системы передачи HVAC и пространственные расстояния между ними.

На основе тщательной оценки взаимодействия трубопровода и высоковольтной системы передачи переменного тока, включая результаты моделирования, когда они доступны, система смягчения последствий переменного тока разработана опытными инженерами, знакомыми со стратегиями смягчения, описанными выше.Эта спроектированная система смягчения последствий переменного тока будет подробно описывать количество и расположение заземляющих установок, необходимых для конкретного применения. MATCOR MITIGATOR является примером этого типа системы смягчения последствий переменного тока.

Другие особенности спроектированной системы смягчения последствий переменного тока включают:

Специальная засыпка

Заземляющий проводник обычно устанавливают в специальной засыпке. Назначение засыпки может варьироваться в зависимости от выбранного материала проводника и типа используемой засыпки.Преимущества различных типов обратной засыпки для смягчения последствий переменного тока включают:

Увеличенная площадь поверхности — проводящие засыпки, такие как углерод или проводящий бетон, используются для эффективного увеличения площади поверхности заземляющего проводника, снижая общее сопротивление земли.
Защита от коррозии / пассивирования — некоторые засыпки предназначены для защиты заземляющего проводника от коррозии или пассивации проводника, которые могут отрицательно сказаться на сроке службы или ухудшить характеристики заземляющего проводника.
Гигроскопичность — некоторые гигроскопичные засыпки легко притягивают и удерживают воду из окружающей среды, помогая поддерживать низкое равномерное сопротивление вокруг заземляющего проводника.

Твердотельные развязки

Эти устройства почти всегда используются вместе с системами смягчения последствий переменного тока и обычно устанавливаются везде, где система заземления подключена к трубопроводу. Эти устройства предназначены для того, чтобы пропускать переменный ток по трубопроводу в установившемся режиме или в условиях неисправности, блокируя при этом весь постоянный ток.Это эффективно изолирует систему катодной защиты (КЗ) трубопровода от системы смягчения переменного тока, предотвращая отвод заземляющего проводника системы защиты от воздействия переменного тока из трубопровода.