Консервация трубопровода что это
Консервация, демонтаж трубопроводов
7.5.7.1. При временном прекращении эксплуатации трубопроводы должны быть подвергнуты консервации.
7.5.7.2. На период консервации должна быть обеспечена защита от коррозии как наружной, так и внутренней поверхностей стенок трубопровода.
Для трубопроводов, подвергнутых временной консервации, должен быть соблюден режим охранной зоны.
7.5.7.3. На период временной консервации трубопровод заполняется консервантом (подготовленной нефтью, ингибированной водой).
7.5.7.4. Для предотвращения утечек консерванта трубопровод должен быть отсечен от остальной системы трубопроводов концевыми заглушками. Часть консерванта, определяемая расчетом, из трубопровода должна быть выпущена перед установкой концевых заглушек для предотвращения разрушения его частей при термическом расширении консерванта при изменении его температуры. Секущие задвижки, установленные на трубопроводе, должны быть приоткрыты на 1/4-1/2 оборота штурвала для обеспечения выравнивания давления в различных его частях путем перетока продукта при его неравномерном нагревании в трубопроводе.
7.5.7.5. За трубопроводом, находящимся в консервации, должно быть установлено постоянное наблюдение:
а) в первые 10 дней после консервации необходимо ежедневно проводить осмотр состояния установленного оборудования и следить за отсутствием пропусков консерванта, в дальнейшем осмотр проводится в зависимости от состояния трубопровода, но не реже одного раза в месяц;
б) периодически, но не реже одного раза в месяц, следует измерять давление консерванта.
7.5.7.6. После технико-экономического обоснования целесообразности замены или прекращения существования трубопровод, превысивший срок амортизации, подлежит демонтажу.
7.5.7.7. К демонтажу трубопровода организация, проводящая работы, имеет право приступить только после приемки трубопровода или его участка по акту и получения всей необходимой технической документации от заказчика.
7.5.7.8. Способы и схемы проведения демонтажа устанавливаются проектом.
7.5.7.9. Специальный проект на демонтаж составляется заказчиком и строительно-монтажной организацией по каждому трубопроводу с учетом местных условий и согласовывается с проектной организацией.
7.5.7.10. К проекту на демонтаж трубопровода прилагается пояснительная записка, которая должна содержать следующие разделы:
общие данные о техническом состоянии трубопровода и благоприятное время года для его демонтажа;
порядок и методы производства демонтажа линейной части трубопровода по отдельным видам работ;
объем работ, сметная стоимость работ, общая трудоемкость в человеко-днях;
потребность в рабочих основных специальностей;
применяемые при демонтаже механизмы;
транспортная схема и схема расположения площадок под складирование труб вдоль трассы;
мероприятия по охране труда, технике безопасности и пожарной безопасности при демонтажных работах в целом;
мероприятия по охране окружающей среды.
7.5.7.11. Подготовительные работы на трассе демонтируемых трубопроводов должны технологически увязываться с общим потоком работ по техническому обслуживанию и ремонту трубопроводов.
7.5.7.12. Перед тем как приступить к демонтажу, необходимо:
обследовать трассу и определить на местности условия производства работ и места подъезда к трассе;
уточнить разбивку трасс демонтируемого трубопровода, ЛЭП, линий связи и мест расположения подземных и наземных сооружений, пересекаемых трассой демонтируемого трубопровода;
убедиться, что демонтируемый трубопровод отсечен от сети;
восстановить и закрепить указатели осей трубопровода;
расчистить полосу над демонтируемым трубопроводом от пней, валунов, отдельных деревьев и завалов, обеспечив тем самым беспрепятственное продвижение техники с закрепленным к ней извлекающим трубопровод из земли устройством;
подготовить временные приобъектные площадки под складирование и погрузку извлеченного, порезанного на секции трубопровода.
7.5.7.13. При разбивке следует соблюдать следующие требования:
установить на поверхности земли специальные знаки на пересечениях трубопроводов с существующими подземными коммуникациями;
7.5.7.14. Глубину залегания (без вскрытия) и ось трубопровода определяют трассо- и трубоискателями типа ВТР-1УМ, ТИ-12 или УТ-3.
7.5.7.15. Перед демонтажем трубопровод должен быть опорожнен от газов и нефтепродуктов, а полость очищена от их капель и паров.
Значения взрывоопасных концентраций паров и газов приведены в табл.7.6.
Значения взрывоопасных концентраций паров и газов
| Газ, пары, жидкости | Предел взрываемости смеси с воздухом, % |
| Природный газ | 3,8  24,6 |
| Нефтяной газ | 3,8 24,6 |
| Метан | 4,8 16,7 |
| Пропан | 2,0 9,5 |
| Бутан | 1,5 8,5 |
| Пропан-бутан | 1,5 8,5 |
| Бензиновая фракция нефти | 0,7 6,0 |
| Керосиновая фракция нефти | 1,4 5,5 |
7.5.7.16. После получения разрешения на производство огневых работ можно приступать к подготовке трубопровода под демонтаж, а именно:
разрезать на демонтируемые части с расчетом повторного использования годных труб;
обрезать от части, расположенной в местах пересечения с другими трубопроводами, линиями связи, переходами через дороги и т.д.;
освободить трубопровод от пригрузов при их наличии. Вывезти пригрузы из зоны производства работ в места складирования.
7.5.7.17. При резке трубопровод должен быть вскрыт не менее чем до половины диаметра. В верхней части трубопровода вырезать технологический люк и через него произвести разрезание нижней части.
7.5.7.18. При использовании для резки труб энергии взрыва надлежит руководствоваться «Едиными правилами безопасности при взрывных работах».
7.5.7.19. После демонтажа трубопроводов запрещается оставлять выступающие над поверхностью земли трубы, незасыпанные выемки.
В случае вынужденно оставленных торчащих труб и незасыпанных выемок должны быть установлены предупредительные знаки (мигалки и т.д.).
7.5.7.20. При демонтаже трубопроводов должна быть проведена техническая рекультивация всей территории ведения работ, уборка мусора, захоронение строительных остатков. При работах следует по возможности минимально сократить нарушения растительного покрова.
Дата добавления: 2014-05-17 ; просмотров: 2391 ; Нарушение авторских прав
Консервация трубопроводов
При временном прекращении эксплуатации трубопроводы должны быть законсервированы. На период консервации должна быть обеспечена защита от коррозии внутренних и наружных стенок трубопровода, соблюден режим охранной зоны. На период консервации трубопровод заполняется консервантом:
Трубопровод следует отсечь концевыми заглушками от остальной системы, во избежание утечек консерванта. Часть консерванта следует выпустить перед установкой заглушек, для предотвращения разрушения частей трубопровода при термическом расширении консерванта вследствие изменения его температуры.
Для выравнивания давления различных частях трубопровода, заглушки должны быть приоткрыты на ½-1/4 оборота штурвала. За находящимся в консервации трубопроводом нужно постоянное наблюдение – не реже одного раза в месяц.
Организация, проводящая работы, имеет право приступить к демонтажу трубопровода только после приемки трубопровода или его участка по акту, а также получить от заказчика всю техническую документацию. Способы и схемы демонтажа устанавливаются проектом, из трубопровода перед демонтажем должны быть удалены газы, нефтепродукты, и осуществлена продувка сжатым воздухом.
Далее следует приступить к подготовке трубопровода под демонтаж:
Трубопровод должен быть вскрыт при резке до половины диаметра, в верхней части трубопровода следует вырезать технологический люк, и через него должно быть произведено разрезание нижней части.
После демонтажа трубопровода:
Также перед проведением работ должны быть созданы и соблюдены следующие условия:
Все технические средства, используемые на объекте, должны быть в исправном состоянии а технические показатели соответствовать техническим условиям.
Подготовка резервуаров к консервации
После оформления и утверждения допуска установленной формы должны начаться технологические операции и зачистка резервуаров.
Рабочий и резервный вентиляторы устанавливаются на 6-7 метрах от корпуса, для обеспечения воздухообмена не менее 15-20 м/с. Вентиляционная система и все составляющие должны быть искробезопасного исполнения.
Воздушная среда в резервуаре после зачистки должна соответствовать санитарно-гигиенической норме, содержание паров нефтепродукта не должно превышать значение предельно допустимой концентрации.
Резервуар считается зачищенным для выполнения работ по консервации на основании выводов комиссионного акта по зачистке резервуара и результатов лабораторного анализа воздуха из зачищенного резервуара.
Резервуар на стадии зачистки, после удаления остатков нефтепродуктов, перед его дегазацией и вентилированием, отглушается от всех технологических трубопроводов заглушками с хвостовиками.
После завершения зачистных работ можно приступать к работам по подготовке трубопровода к консервации.
По завершению зачистки все технические средства и оборудование для выполнения зачистки удаляются с рабочей площадки, и устанавливаются технические средства для подготовки поверхностей и их окрашивания.
Подготовка поверхности перед окрашиванием включает следующие операции:
Наиболее производительным является способ очистки поверхности с помощью дробеструйных аппаратов с производительностью от 3 до 12 м3/ч открытой струей дроби. При этом способе целесообразно применять чугунную или стальную дробь. В труднодоступных местах применяются пневмоэлектромашинки или ручные металлические щетки.
Жировые пятна удаляются уайт-спиритом, окончательная очистка поверхности – сухой ветошью.
Подготовленная поверхность должна быть шероховатой и иметь серо-стальной цвет.
Подготовка поверхностей понтона
Одновременно с зачисткой внутренней поверхности резервуара зачищается поверхность металлического понтона. Под понтоном, для удобства работы, устанавливаются металлические стойки.
При обработке поверхности с помощью дробеструйного аппарата дробь с поверхности понтона удаляется кистями в образуемые с помощью деревянных клиньев отверстия. Отработанная дробь тщательно удаляется с днища резервуара вакуумным насосом.
Синтетический понтон перед подготовкой поверхности резервуара к очистке целесообразно удалить из резервуара через подготовленное отверстие в первом поясе, свернутым в рулон.
Подготовка наружной поверхности резервуара
Наружную поверхность резервуара очищают с помощью дробеструйных аппаратов от старой краски, ржавчины и загрязнений. При отсутствии дробеструйных аппаратов применяют механизированные аппараты или ручные металлические щетки. Ручной способ очистки используется для удаления толстых слоев ржавчины, отслаивающейся окалины, нагаров на сварных швах.
Съемное оборудование резервуаров после зачистки резервуара демонтируют.
Коренные задвижки резервуара демонтируют, а патрубки заглушают после окрашивания поверхности резервуара. Заглушки маркируют так же, как и задвижки (для расконсервации), производится маркировка мест монтажа демонтированного оборудования.
В помещение для ремонта или на ремонтной площадке оборудование осматривают, очищают от загрязнений и наслоений и проверяют его работоспособность на стендах в соответствии с инструкциями по эксплуатации.
Оборудование маркируют, контактные поверхности смазывают консервационной смазкой, упаковывают в полиэтилен для защиты от влаги и помещают на хранение.
Несъемное оборудование подвергают очистке вместе с подготовкой наружной поверхности резервуара. При этом следует обращать внимание на разрушенные участки окраски и повреждения коррозией. Эти участки очищают от старой краски, продуктов коррозии вручную с помощью металлических щеток, кистей и ветоши.
Обработка поверхности резервуара модификатором ржавчины
Модификаторы ржавчины стабилизируют ржавчину на стенках резервуара или его деталей. Модификаторы применяют только при отсутствии дробеструйных аппаратов и при наличии плотно сцепленной с поверхностью ржавчины. При этом на обрабатываемой поверхности не должно быть окалины, пластовой (отслаивающейся) ржавчины, а толщина слоя плотной ржавчины не должна превышать 0,1 мм.
Модификаторы наносят на поверхность волосяной кистью или валиком, втирая его методом двойной растушевки.
Обработку поверхности производят сверху вниз: крыша перекрытия, корпус резервуара — сразу в нескольких точках, при этом днище укрывают фанерой, тканью или бумагой. При скоплении модификатора в отдельных местах поверхности он растушевывается кистью или удаляется ветошью.
Все работы по подготовке поверхности с помощью модификаторов ржавчины проводятся при работающей приточно-вытяжной вентиляции.
Качество поверхности после очистки от ржавчины, окалины, загрязнений контролируют визуально внешним осмотром или с помощью аппаратуры. Степень удаления ржавчины и загрязнений определяют контрольной обработкой отдельных участков поверхности с помощью проволочной щетки. При протирке обработанных участков ветошью на ней не должно быть следов ржавчины. После правильно проведенной очистки поверхности она должна быть шероховатой, иметь серо-матовый цвет и быть без блеска. Подготовленная к окрашиванию поверхность должна быть сухой, обеспыленной, без загрязнений маслами, не иметь налетов вторичной коррозии, т.е. образовавшейся в процессе подготовки поверхности.
Консервация поверхностей резервуара
Окраска производится только по подготовленной поверхности, не позднее 6 часов после подготовки поверхности. Оптимальные условия производства работ по окраске: температура воздуха от +15 до +30 °С, относительная влажность не более 75 %. Не допускается производить окрашивание при резких перепадах температуры воздуха, при попадании влаги на поверхность резервуара, во время выпадения осадков. Окраску резервуара рекомендуется производить в порядке: кровля, фермы, верхние пояса, стенки и днище. Лакокрасочные материалы наносятся ровными и сплошными слоями, без пропусков и подтеков. Лакокрасочные материалы и грунтовки наносят на поверхность кистью, пневмораспылением или безвоздушным распылением.
Очередной слой покрытия наносят после высыхания предыдущего слоя. Разрыв по времени между нанесением слоев не должен превышать двух суток. Каждый слой рекомендуется наносить по двум взаимно перпендикулярным направлениям: сначала вдоль, затем поперек поверхности резервуара. Слои лакокрасочных материалов должны тщательно просушиваться, продолжительность сушки зависит от растворителя.
Для полного отверждения покрытия оно должно быть выдержано при температуре около +20 °С около 7 суток. Окрашенная поверхность должна быть сплошной, однородной, гладкой, без подтеков, пузырей и не иметь механических включений.
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
Консервация систем водо теплоснабжения и канализации
На период долговременного вывода из эксплуатации насосной станции часть оборудования и трубопроводной обвязки систем водо-, теплоснабжения и канализации, определяемая из обеспечения условий хранения и поддержания работы основного оборудования, выводится в резерв и должно подвергнуться консервации.
Перед проведением консервации необходимо удаление (промывка) отложений легкорастворимых солей и, в случае необходимости (при наличии коррозии), нерастворимых отложений (шлама, накипи, оксида железа), очистка канализационных колодцев от мусора и грязи.
Для удаления водорастворимых солей проводится промывка систем водой при скорости в трубопроводах не менее 2 м/с до осветления.
Для удаления следов коррозии системы водоснабжения подвергаются циркуляционной промывке 5%-ным раствором соляной кислоты, нагретым до температуры 60±5 °С, продолжительностью 6—8 ч.
Обезжиривание внутренних поверхностей, подвергающихся консервации, производится прокачкой раствора с температурой 50-70 °С, в состав которого входят сода кальцинированная (200-250 „/‰Ï3) Ë нитрит натрия (50-70 „/‰Ï3).
Консервация внутренних поверхностей на срок до двух и пяти лет производится водным раствором нитрита натрия с содой кальцинированной.
После заполнения систем раствором нитрита натрия делают выдержку в течение не менее 1—2 мин при температуре не ниже 15 °С, после чего раствор сливают.
Осушку поверхностей, подлежащих консервации раствором нитрита натрия, не производят.
После проведения консервации необходимо провести герметизацию внутренних поверхностей с помощью пробок и заглушек.
Канализационные колодцы засыпаются сухим песком на 100 мм выше верхнего края трубы с устройством цементной стяжки по песку слоем 30 мм с последующим ожелезнением верха.
Для контроля качества покрытия готовится образец (свидетель), покрытый тем же защитным слоем, который помещается в сухую стеклянную банку или герметичные металлическую или полиэтиленовую банки.
Прокаченный раствор нитрита натрия может быть использован для дальнейшей консервации, для чего его профильтровывают и проверяют концентрацию в нем нитрита натрия измерением плотности раствора.
Для прокачки жидкостей по консервируемому участку в начале и конце его при необходимости вваривают технологические штуцера, которые затем плотно заглушают.
В низших точках систем следует проверить наличие спускных устройств для опорожнения. При отсутствии их следует установить.
Наружные поверхности водопроводных труб очищают от продуктов коррозии и окрашивают.
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
Консервация систем водо теплоснабжения и канализации
На период долговременного вывода из эксплуатации насосной станции часть оборудования и трубопроводной обвязки систем водо-, теплоснабжения и канализации, определяемая из обеспечения условий хранения и поддержания работы основного оборудования, выводится в резерв и должно подвергнуться консервации.
Перед проведением консервации необходимо удаление (промывка) отложений легкорастворимых солей и, в случае необходимости (при наличии коррозии), нерастворимых отложений (шлама, накипи, оксида железа), очистка канализационных колодцев от мусора и грязи.
Для удаления водорастворимых солей проводится промывка систем водой при скорости в трубопроводах не менее 2 м/с до осветления.
Для удаления следов коррозии системы водоснабжения подвергаются циркуляционной промывке 5%-ным раствором соляной кислоты, нагретым до температуры 60±5 °С, продолжительностью 6—8 ч.
Обезжиривание внутренних поверхностей, подвергающихся консервации, производится прокачкой раствора с температурой 50-70 °С, в состав которого входят сода кальцинированная (200-250 „/‰Ï3) Ë нитрит натрия (50-70 „/‰Ï3).
Консервация внутренних поверхностей на срок до двух и пяти лет производится водным раствором нитрита натрия с содой кальцинированной.
После заполнения систем раствором нитрита натрия делают выдержку в течение не менее 1—2 мин при температуре не ниже 15 °С, после чего раствор сливают.
Осушку поверхностей, подлежащих консервации раствором нитрита натрия, не производят.
После проведения консервации необходимо провести герметизацию внутренних поверхностей с помощью пробок и заглушек.
Канализационные колодцы засыпаются сухим песком на 100 мм выше верхнего края трубы с устройством цементной стяжки по песку слоем 30 мм с последующим ожелезнением верха.
Для контроля качества покрытия готовится образец (свидетель), покрытый тем же защитным слоем, который помещается в сухую стеклянную банку или герметичные металлическую или полиэтиленовую банки.
Прокаченный раствор нитрита натрия может быть использован для дальнейшей консервации, для чего его профильтровывают и проверяют концентрацию в нем нитрита натрия измерением плотности раствора.
Для прокачки жидкостей по консервируемому участку в начале и конце его при необходимости вваривают технологические штуцера, которые затем плотно заглушают.
В низших точках систем следует проверить наличие спускных устройств для опорожнения. При отсутствии их следует установить.
Наружные поверхности водопроводных труб очищают от продуктов коррозии и окрашивают.
Тарасов А.В., Комаров С.М. «Система защиты магистральных трубопроводов и процесс их консервации и ликвидации»
Тарасов Андрей Владимирович, начальник лаборатории неразрушающего контроля ООО «Техэкспертиза»
Комаров Сергей Михайлович, директор ООО «СтройМонтажЭксперт»
Система защиты магистральных трубопроводов и процесс их консервации и ликвидации
В работе описан процесс консервации и ликвидации газопроводов и дана полная характеристика системе защиты законсервированного трубопровода от коррозии.
Консервация может быть как долгосрочной, так и краткоскочной, всего на несколько месяцев. В любом случае на этапе консервации разрабатывается проектная документация, в которой подробно описывается обоснование, почему необходимо законсервировать объект. Помимо обоснования требуются экономические рассчеты, которые покажут, что проект консервации или ликвидации имеет под собой экономическую обоснованность.
В процессе консервации трубы очищаются от влаги, налета внутри, покрываются специальным антикоррозийным составом и затем закупориваются. Работы по консервации проводит специально созданная группа, в состав которой входят специалисты высокой категории.
Обязательно на этапе консервации и ликвидации осуществлять авторский надзор за соблюдением проектных решений. Вся ответственность за проведенные мероприятия лежит не только на работниках, но и организации утвердившей проектные решения.
В процессе ликвидации газопровод закупоривается, а лишние трубы удаляются. Если они находятся в должном состоянии и могут использоваться дальше, тогда их чистят, обрабатывают и пускают в эксплуатацию, если нет, то утилизируют.
Обязательно чтобы заглушки стояли на газопроводе без нарушения его герметичности, все материалы, используемые в процессе обязаны соответствовать ГОСТам, как и методы сварки, используемые на объекте.
Если говорить конкретно о процессе консервации, в случае, когда она длительная необходимо следить за качеством металла, защитой его от коррозии. Согласно положениям ГОСТ Р 51164–98 магистральные трубопроводы подлежат пассивной и активной защите. Пассивная защита трубопроводов осуществляется применением различного рода изоляционных покрытий толщиной (по современным стандартам) около 3 мм.
Для защиты металлической поверхности от коррозии в дефектах покрытия применяется электрохимическая защита (ЭХЗ). Поскольку коррозия стальных материалов в грунте протекает по электрохимическому механизму, ее скорость зависит от электродного потенциала металла. При этом для трубопроводов, проложенных подземно, применяются два вида защиты – протекторная и катодная.
Значения удельного электрического сопротивления грунта по трассе проектируемого газопровода изменяются в широком диапазоне и составляют от 10 до 2000 Ом·м. В соответствии с СТО Газпром 9.0–001 коррозионная агрессивность грунта по отношению к углеродистой стали оценивается как низкая, так и высокая. Однако в основном распространены грунты с высокими значениями удельного электрического сопротивления.
По зонам коррозионной опасности трассу проектируемого газопровода следует отнести к двум зонам: умеренной коррозионной опасности (УКО) и повышенной коррозионной опасности (ПКО). Основанием для отнесения к зонам ПКО являются нали чие заболоченных грунтов, переходов через реки, включая поймы, а также переходов через автомобильные дороги, наличие вертикальных участков сооружений в зонах их выхода из грунта на поверхность, пересечений с различными металлическими коммуникациями.
Протекторная защита осуществляется с помощью тока гальванической пары, образованной двумя различными металлами (сплавами). Для защиты стального трубопровода обычно применяют протекторы (жертвенные аноды) из магниевых сплавов. При этом протекторная защита используется либо в качестве временной, либо для защиты объектов небольшой протяженности.
В основном на практике применятся катодная защита, когда в качестве жертвенного анода выступает электрод-заземлитель, заложенный в землю недалеко от трубопровода.
Для того чтобы подобный заземлитель работал анодом, а труба – катодом, в системе электрохимической защиты используют внешний источник постоянного тока. При этом в принципе безразлично, из какого материала выполнен анод, важно лишь, чтобы между ним и трубопроводом протекал электрический ток, и он сдвигал бы потенциал трубопровода в отрицательную сторону.
С учетом нынешних стандартов нанесения изоляционных покрытий данное требование удовлетворяется установкой станций катодной защиты (СКЗ) на каждые 30 км газопровода, на крановых площадках. При протяженности защищаемого участка порядка 60 км созданная система ЭХЗ остается эффективной и при выходе из строя одной СКЗ за счет действия соседних станций.
Для производства анодных заземлителей используются малорастворимые материалы – высококремнистый чугун или магнетит. Количество заземлителей, а также их тип определяются согласно величинам удельных сопротивлений грунтов, расположенных в районе крановых площадок.
Кольцевые напряжения от расчетного давления вычисляются по формуле:
Проверка условий прочности для продольных и эквивалентных напряжений следует выполнять по формулам^
σ1 500 Ом·м.
В результате соответствия RA3 нормативным величинам энергозатраты на ЭХЗ в высокоомных грунтах окажутся довольно высокими. При этом коррозионная грессивность грунтов, интегрально определяемая также величиной УЭС, будет низкой.
Согласно проектным решениям, для защиты газопровода протяженностью 134,5 км предлагается установить шесть СКЗ, расположенных на площадочных сооружениях. Предусматривается использование ГАЗ, позволяющих реализовать величины значений сопротивления растекания RA3 равных 2 Ом.
Расположение площадок запорной арматуры согласно СНиП 2.05–85 «Магистральные трубопроводы» предусматривается в начале и в конце газопровода и резервных ниток, а также через каждые 30 км по трассе газопровода. Соотнесем расположение крановых узлов, на которых предусматривается установка СКЗ с данными инженерно-геофизических изысканий.
Как следует из этих данных, крановые узлы расположены на грунтах с высокими значениями УЭС. В таком случае строительство анодных заземлителей в окрестности указанных крановых площадок не сможет обеспечить минимальные величины энергозатрат на ЭХЗ при дальнейшей эксплуатации газопровода.
Предусмотрим иной выбор площадок для размещения указанных крано текания анодных заземлителей снизилась до величины, как минимум 1 Ом. Причем в случае расположения анодных заземлителей в грунтах с УЭС 20 Ом·м количество электродов можно выбрать, удовлетворяя условию снижения величины RA3 до 0,5 Ом. Данные по проектным значениям RA3 и по оптимизированным значениям (RA3).
Как следует из результатов расчета, реализация данного подхода при проектировании объекта могла бы привести к существенному снижению энергозатрат при его эксплуатации.