Противокоррозионная защита трубопроводов гост



Противокоррозионная защита технологических трубопроводов с помощью изоляционных покрытий

Нанесение изоляционных покрытий на подземные металлические сооружения отделяет их поверхность от почвенного электролита, что предотвращает почвенную коррозию. Изоляция, нанесенная на наземные металлические сооружения, отделяет поверхность металла от влаги и кислорода, содержащихся в воздухе, что предотвращает атмосферную коррозию. Кроме того, при наличии качественного изоляционного покрытия требуется меньшая сила защитного тока при использовании катодной защиты и, соответственно, уменьшаются энергозатраты на ее осуществление.

Требования, предъявляемые к изоляционным покрытиям

Покрытия, применяемые для защиты трубопроводов, должны удовлетворять следующим основным требованиям:

■ обладать высокими диэлектрическими свойствами;

■ обладать хорошей адгезией (прилипаемостью) к металлу трубопровода;

■ обладать высокой механической прочностью и эластичностью, высокой биостойкостью;

■ быть термостойкими (не размягчаться под воздействием высоких температур и не становиться хрупкими при низких температурах);

■ конструкция покрытий должна быть сравнительно простой, а технология их нанесения — допускать возможность механизации; —

■ материалы, входящие в состав покрытия, должны быть недефицитными, а само покрытие — недорогим, долговечным.

Материалы и конструкции изоляционных покрытий

На нефтебазах трубопроводы прокладываются, как правило, над земно. В этом случае их поверхность окрашивают лакокрасочными материалами, под которыми понимают вещества жидкой консистенции, способные после нанесения их тонким слоем на поверхность отверждаться (высыхать) с образованием пленки (лакокрасочного покрытия).

По назначению лакокрасочные материалы делятся на грунты (грунтовки), шпатлевки и покровные слои. Противокоррозионные грунты предназначены для непосредственного нанесения на предварительно подготовленную поверхность с целью обеспечения хорошего сцепления покрытия с металлом. По механизму действия грунты бывают трех типов: изолирующие, пассивирующие и протекторные. Изолирующие грунты выполняют роль механической и электрической изоляции защищаемого сооружения от окружающей среды. Пассивирующие не только изолируют защищаемую поверхность, но и образуют на ней смешанный слой окислов и солей металла, который благодаря своим пассивирующим свойствам защищает металл от коррозии даже при наличии неплотностей в лакокрасочном покрытии. Протекторные грунты содержат металлы более электроотрицательные, чем железо (цинковый и алюминиевый порошки). В первое время после нанесения такой грунт оказывает интенсивное протекторное действие. Через какой-то период это действие ослабевает, но защитные свойства покрытия сохраняются благодаря изолирующему действию продуктов коррозии материала протектора.

Шпатлевку — промежуточный слой — наносят на уже загрунтованную поверхность. Ее назначение — увеличение непроницаемости и толщины покрытия. В настоящее время используются эпоксидные шпатлевки типов ЭП-0010 и ЭП-4022, наносимые толщиной 90-139 мкм и отверждающиеся в течение 24 часов при температуре 18-20 °С.

Покровные слои (краски, эмали, лаки) предназначены для заключительного окрашивания поверхности с целью обеспечения стойкости и непроницаемости покрытия в процессе эксплуатации.

Кроме лакокрасочных применяют алюминиевые, цинковые, стеклоэмалевые и другие атмосферостойкие покрытия.

Лакокрасочные материалы для защиты стальных конструкций от коррозии на открытом воздухе

Источник

ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Антикоррозионная защита

Для контроля состояния комплексной защиты трубопроводных систем применяются контрольно-измерительные пункты. Толщина покрытий определяется неразрушающими методиками при помощи толщиномеров типа MT-10HЦ, MT-50HЦ, ИTCП-I. Проверка толщины проводится не реже одного раза на каждые 100 м в 4-ех точках одной плоскости сечения трубы. Сцепление мастичных покрытий с основой определяется путем треугольного выреза. Сцепление считается качественным, если покрытие отслаивается с усилием. При пробое антикоррозионной защиты выполняется ремонт поврежденного участка с повторным контролем качества. Сплошность защитных покрытий засыпанных трубопроводных систем в незамерзшей почве выполняется через 14 дней после монтажа с помощью искателей повреждений типа AHПИ, УДИП-1M или другими приборами. Ремонт участков с выявленными дефектами выполняется согласно HД на данный вид покрытия. Сплошность противокоррозионной изоляционной защиты трубопроводных систем в процессе их эксплуатации осуществляется интегральными и локальными методами. У металлических, лакокрасочных и стеклоэмалевых покрытий определяется качество поверхности, сплошность, толщина, адгезия к основе. Уровень защищенности трубопроводных систем определяется один раз в неделю, два раза в месяц, ежеквартально или ежегодно. Частота контроля определяется проектной и нормативной документацией с учетом назначения трубопровода, способа его прокладки, места монтажа, вида рабочей среды, типа защитного покрытия.

Источник

Противокоррозионная защита трубопроводов гост

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ТРУБОПРОВОДЫ СТАЛЬНЫЕ МАГИСТРАЛЬНЫЕ

Общие требования к защите от коррозии

Steel pipe mains.
General requirements for corrosion protection

____________________________________________________________________
Текст Сравнения ГОСТ Р 51164-98 с ГОСТ 25812-83 см. по ссылке.
— Примечание изготовителя базы данных.
____________________________________________________________________

ОКС 23.040.90
ОКП 13 0000

Дата введения 1999-07-01

1 РАЗРАБОТАН Инжиниринговой научно-исследовательской компанией Всероссийский научно-исследовательский институт по строительству трубопроводов и объектов ТЭК (АО ВНИИСТ), Всероссийским научно-исследовательским институтом природного газа и газовых технологий (ВНИИГАЗ) и Институтом проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР)

ВНЕСЕН Министерством топлива и энергетики Российской Федерации

2 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Госстандарта России от 23 апреля 1998 г. N 144

3 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящий стандарт устанавливает общие требования к защите от подземной и атмосферной коррозии наружной поверхности стальных (малоуглеродистые низколегированные стали класса не выше К60) магистральных трубопроводов, транспортирующих природный газ, нефть и нефтепродукты, и отводов от них, трубопроводов компрессорных, газораспределительных, перекачивающих и насосных станций, а также нефтебаз, головных сооружений нефтегазопромыслов (включая резервуары и обсадные колонны скважин), подземных хранилищ газа, установок комплексной подготовки газа и нефти, трубопроводов теплоэлектростанций, соединенных с магистральными трубопроводами (далее — трубопроводы), подземной, подводной (с заглублением в дно), наземной (в насыпи) и надземной прокладках, а также трубопроводов на территории других аналогичных промышленных площадок.

Стандарт не распространяется на теплопроводы и трубопроводы, проложенные в населенных пунктах, коллекторах, зданиях, многолетнемерзлых грунтах и в водоемах без заглубления в дно.

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

3 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

3.1 Требования настоящего стандарта должны выполняться при проектировании, строительстве, монтаже, реконструкции, эксплуатации и ремонте трубопроводов и являются основой при разработке нормативной документации (НД), используемой при защите от коррозии конкретных видов трубопроводов, утвержденной в установленном порядке и согласованной с Госгортехнадзором России.

3.2 Защита трубопроводов от коррозии должна обеспечивать их безаварийную (по этой причине) работу на весь период эксплуатации.

3.3 При всех способах прокладки, кроме надземной, трубопроводы подлежат комплексной защите от коррозии защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты, независимо от коррозионной агрессивности грунта.

3.4 При надземной прокладке трубопроводы защищают от атмосферной коррозии металлическими и неметаллическими покрытиями в соответствии с НД на эти покрытия.

3.5 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) и постоянного тока.

Если в строительный период температура стенок и грунта выше указанной температуры, то они подлежат временной электрохимической защите на срок с момента засыпки до момента стабилизации технологического режима эксплуатации согласно НД.

3.7 На нефтегазопромысловых объектах допускается не применять электрохимическую защиту и (или) защитные покрытия при условии технико-экономического обоснования с учетом коррозионной агрессивности грунтов и срока службы объекта при обеспечении безопасной эксплуатации и исключении экологического ущерба.

Обсадные колонны скважин допускается защищать от коррозии только средствами электрохимической защиты.

3.8 Тип, конструкция и материал защитного покрытия и средства электрохимической защиты трубопроводов от коррозии должны быть определены в проекте защиты, который разрабатывается одновременно с проектом нового или реконструируемого трубопровода.

В проекте должны учитываться возможные изменения условий коррозии трубопровода.

3.8.1 Проекты противокоррозионной защиты для трубопроводов длиной более 100 км должны проходить экспертизу в специализированных организациях на соответствие требованиям государственной стандартизации.

3.9 Каждый вновь построенный трубопровод должен иметь сертификат соответствия качества противокоррозионной защиты государственным стандартам и другой НД. Для эксплуатируемых трубопроводов сертификат соответствия может быть выдан только после комплексного обследования. Сертификаты соответствия выдаются органами по сертификации, внесенными в Госреестр.

3.10 Комплексное обследование трубопроводов с целью определения состояния их защиты от коррозии и коррозионного состояния должно проводиться периодически организациями, имеющими право на выполнение этих работ в соответствии с требованиями настоящего стандарта.

Источник

Нормативная документация по защитным покрытиям трубопроводов

До недавнего времени требования к наружным защитным покрытиям магистральных и промысловых трубопроводов устанавливались преимущественно российским стандартом ГОСТ Р 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии».

ГОСТ Р 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии»

Именно этим стандартом руководствовались проектные институты, а также заводы-изготовители и строительные организации, осуществляющие работы по заводской изоляции труб и противокоррозионной защите трубопроводов в трассовых условиях.

В стандарте приведен перечень конструкций защитных покрытий заводского и трассового нанесения на основе битумных, ленточных и полимерных материалов (всего — 22 конструкции защитных покрытий), рекомендуемых для наружной противокоррозионной защиты магистральных и промысловых трубопроводов.

Стандарт определяет и основные технические требования к наружным покрытиям трубопроводов по таким показателям свойств, как:

• толщина;
• диэлектрическая сплошность;
• прочность при ударе;
• переходное сопротивление;
• адгезия покрытия к стали;
• стойкость к катодному отслаиванию и т.д.

Наличие в стандарте большого количества разнообразных защитных покрытий, некоторые из которых утратили свою актуальность и практически не применяются для изоляции труб, при одновременном отсутствии требований, предъявляемых к современным защитным покрытиям трубопроводов заводского нанесения (трехслойному полиэтиленовому, полипропиленовому, двухслойному эпоксидному), привели к необходимости разработки новых требований к покрытиям.

Необходимость разработки новых требований к защитным покрытиям трубопроводов

В 2003 году по заданию ОАО «АК «Транснефть» ВНИИСТом был разработан комплект общих технических требований к:

• заводским полиэтиленовым покрытиям для строительства магистральных нефтепроводов (ОТТ-04.00-27.22.00-КТН-005-1-03)
• заводским полипропиленовым покрытиям для строительства магистральных нефтепроводов (ОТТ-04.00-27.22.00-КТН-003-1-03)
• заводским эпоксидным покрытиям для строительства магистральных нефтепроводов (ОТТ-04.00-27.22.00-КТН-004-1-03)

Помимо этого были разработаны требования к:

• защитным покрытиям фасонных деталей и задвижек (ОТТ-04.00-27.22.00-КТН-006-1-03)
• покрытиям сварных стыков трубопроводов на основе термоусаживающихся полимерных лент (ОТТ-04.00-45.21.30-КТН-002-1-03).

Требования ОАО «Газпром» к заводским покрытиям труб

ОАО «Газпром» разработана и введена в действие собственная нормативная документация, устанавливающая технические требования к заводским покрытиям труб:

• полиэтиленовому (СТО Газпром 2-2.3-130-2007)
• полипропиленовому (СТО Газпром 2-2.2-178-2007)
• внутреннему «гладкостному» (СТО Газпром 2-2.2-180-2007)
• требования к наружным покрытиям на основе термореактивных материалов, предназначенным для антикоррозионной защиты труб, соединительных деталей и запорной арматуры трубопроводов (2005 г.).

В 2006 году на основе требований ОАО АК «Транснефть», предъявляемым к заводским покрытиям труб, Техническим комитетом по стандартизации ТК 357 «Стальные и чугунные трубы и баллоны» ОАО РосНИТИ был разработан и введен в действие российский стандарт ГОСТ Р 52568 «Трубы стальные с защитными наружными покрытиями для магистральных газонефтепроводов».

К сожалению, ГОСТ Р 52568 , имеет целый ряд неточностей и несоответствий.

Стандарт устанавливает требования к полиэтиленовому, полипропиленовому и эпоксидному покрытиям труб для трубопроводов диаметром от 114 до 1420 мм. К сожалению, данный стандарт, особенно в разделе «Классификация покрытий», имеет целый ряд неточностей и несоответствий. Так заводское полипропиленовое покрытие труб (конструкция №6 табл.1) рекомендуется для применения в качестве морозостойкого покрытия труб для строительства трубопроводов в районах Крайнего Севера.

Не определена конкретная область применения для двухслойных полиэтиленовых покрытий труб (конструкция №4, табл.1). Их рекомендуется применять для противокоррозионной защиты трубопроводов «не ответственного назначения». А какие трубопроводы относятся к данной категории?

Стандартом не определены требования к перспективным двухслойным эпоксидным покрытиям труб. Ошибочно установлена температура эксплуатации для заводского полиэтиленового покрытия труб (до минус 50-60°С), хотя известно, что температура эксплуатации покрытия на действующем трубопроводе соответствует температуре транспортируемого продукта и никак не может достигать таких экстремальных значений. Такие температуры могут быть только при хранении изолированных труб.

Ведение ГОСТ Р 9.602-2005 «Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии»

В 2007 году был введен в действие ГОСТ Р 9.602-2005 «Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии», во многом совпадающий с ГОСТ Р 51164 и определяющийтребования к наружным защитным покрытиям межпоселковых газопроводов, городских газовых сетей и трубопроводов коммунального назначения.

Необходимо отдельно отметить, что на сегодняшний день национальные стандарты носят в основном рекомендательный характер, их положения учитывают при разработке нормативной документации, но приоритет отдается отраслевым нормам.

Именно на основе отраслевых норм (требованиям ОАО «Газпром» — для магистральных газопроводов, требованиям ОАО «АК «Транснефть» — для магистральных нефтепроводов), учитывающих реальные условия строительства и эксплуатации трубопроводов, разрабатываются технические условия на трубы с покрытием, осуществляются работы по заводской изоляции, приемке и испытаниям изолированных труб.

Ситуация с требованиями к антикоррозионной защите промысловых трубопроводов

Сложнее ситуация с нормативной документацией по противокоррозионной защите промысловых трубопроводов. Выбор конструкции наружных защитных покрытий и их практическое применение могут проводиться как по стандарту ГОСТ Р 51164, так и по более жесткому стандарту ГОСТ Р 52568. Кроме того, некоторые нефтяные компании размещают заказы на поставку труб и соединительных деталей с наружным защитным покрытием по требованиям ОАО «АК «Транснефть».

В связи с тем, что средний срок службы промысловых трубопроводов составляет 10-15 лет, очевидно, что и требования к наружным покрытиям для таких трубопроводов должны быть менее жесткими, чем требования к покрытиям магистральных трубопроводов со сроком эксплуатации до 40-50 лет.

Для выполнения таких требований в качестве наружных противокоррозионных покрытий трубопроводов могут быть использованы как более простые конструкции заводских покрытий труб (комбинированное ленточно-полиэтиленовое, двухслойное полиэтиленовое, трехслойное полиэтиленовое, наносимое по жидкому праймеру, эпоксидное и др.), так и более дешевые отечественные изоляционные материалы.

Наблюдается некоторый перебор с нормативной документацией на наружные покрытия трубопроводов, то гораздо сложнее определиться с выбором и применением внутренних защитных покрытий трубопроводов.

До сегодняшнего дня не существует единого национального стандарта на внутренние антикоррозионные покрытия трубопроводов. Каждая нефтяная компания решает этот вопрос по-своему. Где-то предпочтение отдается трубам с внутренним полиэтиленовым покрытием (внутренняя футеровка стальных труб полиэтиленовыми трубами), некоторые компании применяют силикатно-эмалевые покрытия.

Нет единых требований и к наиболее применяемым внутренним эпоксидным покрытиям труб. Как правило, нанесение на трубы в заводских условиях внутренних защитных покрытий на основе жидких или порошковых эпоксидных красок осуществляется по техническим условиям завода-изготовителя. Этот документ устанавливает требования к внутренним защитным покрытиям, определяет правила приемки и методы испытаний защитных покрытий.

По аналогичным техническим условиям осуществляется изготовление и приемка изолированных внутренних муфт для противокоррозионной защиты сварных стыков труб. Разработка стандарта или, по крайней мере, отраслевых требований к наружным и внутренним покрытиям промысловых трубопроводов является актуальной задачей. Решение такой задачи должно осуществляться на основе накопленного опыта применения защитных покрытий, анализа существующей российской и зарубежной нормативной документации и с обязательным учетом специфики строительства и условий эксплуатации трубопроводов.

Источник

СНиП 2.05.06-85 : Защита трубопроводов от коррозии

10.1. При проектировании средств защиты стальных трубопроводов (подземных, наземных, надземных и подводных с заглублением в дно) от подземной и атмосферной коррозии следует руководствоваться требованиями ГОСТ 25812—83* и нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.

10.2. Противокоррозионная защита независимо от способа прокладки трубопроводов должна обеспечить их безаварийную (по причине коррозии) работу в течение эксплуатационного срока.

10.3. Защита трубопроводов (за исключением надземных) от подземной коррозии, независимо от коррозионной агрессивности грунта и района их прокладки, должна осуществляться комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты.

10.4. В зависимости от конкретных условий прокладки и эксплуатации трубопроводов следует применять два типа защитных покрытий: усиленный и нормальный.

Усиленный тип защитных покрытий следует применять на трубопроводах сжиженных углеводородов, трубопроводах диаметром 1020 мм и более независимо от условий прокладки, а также на трубопроводах любого диаметра, прокладываемых:

южнее 50 ° северной широты;

в засоленных почвах любого района страны (солончаковых, солонцах, солодях, такырах, сорах и др.);

в болотистых, заболоченных, черноземных и поливных почвах, а также на участках перспективного обводнения;

на подводных переходах и в поймах рек, а также на переходах через железные и автомобильные дороги, в том числе на защитных футлярах и на участках трубопроводов, примыкающих к ним, в пределах расстояний, устанавливаемых при проектировании, в соответствии с табл. 3 и 4;

на пересечениях с различными трубопроводами — по 20 м в обе стороны от места пересечения;

на участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлака;

на участках блуждающих токов;

на участках трубопроводов с температурой транспортируемого продукта 313К (40° С) и выше;

на участках нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, прокладываемых на расстоянии менее 1000 м от рек, каналов, озер, водохранилищ, а также границ населенных пунктов и промышленных предприятий.

Во всех остальных случаях применяются защитные покрытия нормального типа.

10.5. Трубопроводы при надземной прокладке должны защищаться от атмосферной коррозии лакокрасочными, стеклоэмалевыми, металлическими покрытиями или покрытиями из консистентных смазок.

10.6. Лакокрасочные покрытия должны иметь общую толщину не менее 0,2 мм и сплошность — не менее 1 кВ на толщину.

Контроль лакокрасочных покрытий следует производить: по толщине толщиномером типа МТ-41НЦ ( ТУ 25-06.2500-83 ), а по сплошности — искровым дефектоскопом типа ЛКД-1м или типа «Крона-1Р» (ТУ 25-06.2515-83).

10.7. Толщина стеклоэмалевых покрытий (ОСТ 26-01-1-90) должна быть не менее 0,5 мм, сплошность — не менее 2 кВ на толщину.

Примечание. Контроль стеклоэмалевых покрытий следует производить приборами, указанными в п. 10.6.

10.8. Консистентные смазки следует применять в районах с температурой воздуха не ниже минус 60 °С на участках с температурой эксплуатации трубопроводов не выше плюс 40 °С.

Покрытие из консистентной смазки должно содержать 20 % (весовых) алюминиевой пудры ПАК-З или ПАК-4 и иметь толщину в пределах 0,2— 0,5 мм.

10.9. Противокоррозионную защиту опор и других металлических конструкций надземных трубопроводов следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП III-23-81*.

10.10. В условиях повышенной коррозионной опасности: в солончаках с сопротивлением грунтов до 20 Ом?м, на участках, где не менее 6 мес в году уровень грунтовых вод находится выше нижней образующей трубопровода и на участках с температурой эксплуатации трубопроводов плюс 40°C и выше следует предусматривать, как правило, резервирование средств электрохимической защиты.

10.11. Контуры защитных заземлений технологического оборудования, расположенного на КС, ГРС, НПС и других аналогичных площадках, не должны оказывать экранирующего влияния на систему электрохимической защиты подземных коммуникаций.

10.12. В качестве токоотводов заземляющих устройств следует использовать, как правило, протекторы, количество которых определяется расчетом с учетом срока службы и допустимого значения сопротивления растеканию защитного заземления, определяемого ПУЭ, утвержденными Минэнерго СССР.

10.13. Установку анодных заземлений и протекторов следует предусматривать ниже глубины промерзания грунта в местах с минимальным удельным сопротивлением.

10.14. В местах подключения дренажного кабеля к анодному заземлению должна быть предусмотрена установка опознавательного знака.

10.15. Дренажный кабель или соединительный провод к анодному заземлению следует рассчитывать на максимальную величину тока катодной станции и проверять этот расчет по допустимому падению напряжения.

10.16. При использовании для электрохимической защиты анодных заземлений незаводского изготовления присоединение электродов следует предусматривать кабелем сечением не менее 6 мм2 (по меди).

10.17. При проектировании анодных заземлений с коксовой засыпкой грануляция коксовой мелочи должна быть не более 10 мм.

10.18. Все контактные соединения в системах электрохимической защиты, а также места подключения кабеля к трубопроводу и анодному заземлению должны иметь изоляцию с надежностью и долговечностью не ниже принятых заводом для изоляции соединительных кабелей.

10.19. На участках подземной прокладки соединительного кабеля в цепи анодное заземление-установка катодной защиты—трубопровод следует предусматривать применение кабеля только с двухслойной полимерной изоляцией.

10.20. Электроснабжение установок катодной защиты трубопроводов должно осуществляться по II категории от существующих ЛЭП напряжением 0,4; 6,0; 10,0 кВ или проектируемых вдоль трассовых ЛЭП или автономных источников.

10.21. Показатели качества электроэнергии установок катодной защиты должны соответствовать требованиям ГОСТ 13109-87.

10.22. Электрохимическую защиту кабелей технологической связи трубопроводов следует проектировать согласно ГОСТ 9.602—89

10.23. Для подземных и наземных трубопроводов, прокладываемых в районах распространения вечномерзлых грунтов, должна предусматриваться электрохимическая защита независимо от коррозионной активности грунтов.

10.24. Катодную защиту следует применять для трубопроводов, вокруг которых грунт промерзает в зимний период («холодные» участки) .

10.25. При отсутствии источников электроэнергии допускается применять на «холодных» участках вместо катодных станций протяженные протекторы.

10.26. Протекторную защиту (в том числе и протяженными протекторами) допускается применять на любых участках трубопровода, где грунт вокруг него находится в талом состоянии.

10.27. В установках катодной защиты следует применять протяженные, свайные и глубинные анодные заземления.

10.28. Расчетный срок службы протяженных и свайных анодных заземлений должен быть не менее 10, а глубинных — не менее 20 лет.

10.29.Минимальный защитный потенциал при температурегрунта (в диапазоне положительных температур не ниже плюс 1° C ),в котором расположен трубопровод, следует определять по формуле

минимальный защитный потенциалпри температуре грунта 18°C (при отсутствии опасности бактериальной коррозии Uмин18= -0,85 В по медно-сульфатному электроду сравнения);

Источник