==========================================

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ОХРАНЕ ТРУДА

при ремонте и эксплуатации устройств электрохимической защиты газопроводов

ТОИ Р-39-004-96

Разработчик: фирма «Газобезопасность» ОАО «Газпром»

Вводится в действие

Срок действия

1.ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

1.1. К работе по обслуживанию и ремонту устройств электрохимзащиты (ЭХЗ) допускаются лица:

— не моложе 18 лет;

— прошедшие медицинское освидетельствование;

— имеющие специальную подготовку;

— сдавшие экзамен по ПЭЭП и ПТБ в электроустановках потребителей в установленном порядке и имеющие удостоверение на допуск к работе с электроустановками;

— получившие вводный инструктаж по охране труда и инструктаж по технике безопасности на рабочем месте с соответствующей записью в журнале по проведению инструктажа.

Работы по обслуживанию и ремонту устройств ЭХЗ могут выполнять монтеры ЭХЗ, имеющие 3 группу по электробезопасности в электроустановках до 1000 В и не ниже 4 группы при работе в электроустановках выше 1000 В и допущенные к самостоятельной работе.

1.2. Всеми работами по обслуживанию и ремонту устройств средств ЭХЗ руководит инженер ЭХЗ, отвечающий за организационные и технические мерoприятия, обеспечивающие безопасность работ.

1.3. Руководитель подразделения обязан выдать экземпляр инструкции каждому рабочему, который обязан изучить, если какой-либо пункт не понятен — уточнить его содержание у руководителя.

1.4. Опасными и вредными факторами производства работ являются:

— расположение рабочего места на высоте,

— взрыво — и пожароопасность;

— перемещаемый груз;

— движущиеся машины и механизмы;

— недостаточная освещенность рабочего места,

— загазованность воздуха рабочей зоны,

— повышенная/пониженная температура воздуха рабочей зоны,

— наличие электрического тока в электроустановках и электрических сетях.

1.5. Работники, нарушившие требования безопасности производства работ, изложенных в инструкции, несут ответственность в соответствии с действующим законодательством.

1.6. Требования пожаро- и взрывобезопасности:

1.6.1. Пожарная безопасность устройств ЭХЗ должна обеспечиваться исправным техническим состоянием оборудования, укомплектованностью и содержанием в исправном состоянии средств пожаротушения; соблюдением правил пожарной безопасности.

1.6.2. Загорания в электроустановках, кабельных каналах устраняют при помощи углекислотных огнетушителей, запрещается применять пенные огнетушители и воду для тушения электрооборудования, кабелей, находящихся под напряжением.

1.6.3. Разлившуюся горючую жидкость тушат песком, любым пенным огнетушителем, кошмой.

1.6.4. Производить во взрывоопасных помещениях профилактический осмотр и ремонт электрооборудования только после установления отсутствия загазованности среды в помещении.

1.7. Рабочий персонал службы ЭХЗ должен быть обеспечен спецодеждой:

костюм хлопчато-бумажный с водоотталкивающей пропиткой,

сапоги кирзовые,

рукавицы комбинированные,

плащ непромокаемый,

куртка на утепленной прокладке,

брюки на утепленной прокладке,

сапоги валяные.

1.8. В процессе работы персонал должен соблюдать правила внутреннего трудового распорядка предприятия.

1.9. Устройства ЭХЗ должны отвечать следующим требованиям безопасности:

1.9.1. Установка катодной защиты должны оборудоваться отдельным заземляющим контуром в соответствии с требованием «Правил устройств электроустановок».

1.9.2. Сопротивление защитного заземления не должно превышать 4 Ом.

1.9.3. При эксплуатации установок электрохимзащиты должны проводиться периодические наблюдения за состоянием защитных заземлений путем вскрытия и осмотра заземляющих устройств, измерение сопротивления защитного заземления необходимо производить не реже одного раза в год.

1.9.4. Персоналу, снимающему показания приборов, запрещается самостоятельно производить работы в шкафах установок,подниматься на опоры столбовых трансформаторных подстанций, прикасаться к разрядникам и другим токоведущим частям.

1.9.5. На подводе к катодной станции должен быть установлен коммутационный аппарат (рубильник, пакетный выключатель, автомат).

1.9.6. Устройства катодной защиты должны иметь ограждения, предупредительные плакаты, а также закрываться на замок.

1.10. Персонал должен быть обучен методам оказания доврачебной помощи пострадавшим.

2.ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПЕРЕД НАЧАЛОМ РАБОТ

2.1.Перед началом работ все работники должны:

2.1.1.Получить инструктаж по технике безопасности.

2.1.2.Получить задание на работу. Твердо представлять объем порученной работы.

2.1.3. Подготовить необходимый инструмент, спецодежду, защитные и предохранительные приспособления.

2.1.4. Проверить исправность защитных приспособлений (инструмент с изолированными ручками, диэлектрические перчатки, когти, пояс).

2.1.5. Произвести необходимые отключения рубильником, выключателем, автоматом. Вывесить соответствующие плакаты («Не включать. Работают люди», «Не включать — работа на линии»).

2.2. Пользоваться неисправным инструментом, приборами, защитными приспособлениями, срок проверки (испытания) которых истек, не разрешается.

2.3. Отключение воздушной линий электропередач (ЛЭП) 10 кВ должно производиться организацией, обслуживающей данную ЛЭП и должно быть подтверждено официальным сообщением этой организации. После получения подтверждения об отключении ЛЭП до начала работ следует при помощи указателя с применением диэлектрических перчаток проверить отсутствие напряжения в линии и наложить переносное заземление.

2.8. Перед началом ремонтных работ на подземных газопроводах, связанных с разъединением газопровода, необходимо отключить ближайшие СКЗ, установить на разъединяемых участках перемычки с целью предотвращения искрообразования от действия блуждающих токов (сечение перемычки должно быть не менее 25 мм 2).

2.9.Перед началом земляных работ по ремонту заземления необходимо согласовать эти работы с организацией, на территории которой находится это заземление.

3.ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ВО ВРЕМЯ РАБОТЫ

3.1.При обследовании и ремонте устройств электрохимзащиты выполнять только ту работу, которая предусмотрена заданием, не допускать присутствия на рабочем месте посторонних лиц.

3.2.Выполнение каких-либо работ в устройствах электрохимзащиты на токоведущих частях, находящихся под напряжением, а также при приближении грозы не разрешается.

3.3.Земляные работы

3.3.1.Земляные работы при пересечении магистральными газопроводами других подземных коммуникаций разрешается производить только с ведома, а при необходимости — в присутствии представителя организации, которой принадлежат данные коммуникации, при помощи инструментов, которые не повредят газопровод и пересекаемые коммуникации.

3.3.2.Перед началом земляных работ необходимо уточнить место расположения сооружения и глубину его укладки, используя трассоискатели и другие приборы или откапывая шурфы через 50 м.

3.3.3.Рыть шурфы (котлованы) на газопроводе, не имеющем утечек газа, можно землеройными машинами. При приближении к газопроводу на 0,5 м работы должны вестись вручную, без применения ударных инструментов, ломов, кирок и т.п.

3.3.4.Если при проведении земляных работ обнаружится утечка газа, необходимо немедленно прекратить работы, удалить людей и механизмы из охранной зоны газопровода. Работы могут быть продолжены после устранения причин появления газа.

3.3.5. Котлованы при вскрытии газопровода для ремонта должны иметь размеры, позволяющие свободно работать в них не менее чем двум рабочим, а также иметь два выхода с противоположных сторон при диаметре газопровода до 800 мм и 4 выхода (по два с каждой стороны) при диаметре газопровода 800 мм и более.

3.3.6. При рытье шурфов (котлованов) для проверки состояния изоляции и труб, приварки к газопроводу катодных выводов разрешается не снижать давление в газопроводе. Эти работы считаются газоопасными, и для их выполнения должно быть получено разрешение.

3.3.7. Вынимаемый грунт во избежание обвалов укладывают на расстоянии не менее 0,5 м от края котлована.

3.3.8. Вырытые котлованы в местах прохода людей должны быть ограждены.

3.4. Электрическая и термитная сварка.

3.4.1. К производству термитных сварочных работ допускаются лица из персонала службы ЭХЗ, ознакомленные с настоящей инструкцией и правилами производства огневых работ на магистральных газопроводах, прошедшие проверку знаний правил техники безопасности.

3.4.2. Термитная смесь и термитные спички должны храниться раздельно в герметичной упаковке. При необходимости разрешается просушка термитной смеси в течении 40-50 мин. при температуре 100-120 оС. Просушка термитных спичек категорически воспрещается.

3.4.3. Лицо, производящее термитную сварку, должно быть одето в спецодежду:

брезентовую куртку,

брезентовые брюки,

защитные очки.

3.4.4. Для поджигания термитной смеси на газопроводе под давлением обязательно применение дистанционного поджига.

3.4.5. Перед зажиганием термитной смеси все должны покинуть шурф и удалится от него на 5 м, забрав при этом остатки термитной смеси и термитных спичек.

3.4.6. Перед началом электросварки необходимо проверить исправность изоляции сварочных проводов и электродержателя.

3.4.7. Электросварщики должны быть обеспечены шлемом-маской с защитными стеклами и соответствующей спецодеждой.

3.4.8. Приварка проводников к действующему газопроводу производится только с письменного разрешения на производство газоопасных работ и под наблюдением линейного мастера.

3.5. Сварщикам во время работы запрещается:

наблюдать за процессом термитной сварки без защитных очков;

поправлять рукой горячий или остывший патрон;

бросать огарки электродов и не сгоревшие термитные спички в местах с легковоспламеняющимися материалами;

передавать термитные материалы другим лицам не имеющим прямого отношения к сварке;

производить сварку на расстоянии не ближе 50 м от мест хранения горючих жидкостей;

располагать запасы термитной смеси, термитных спичек или запалов на расстоянии менее 5 м от шурфа;

в случае воспламенения термитной смеси применять для ее тушения воду.

3.6. Для тушения термитной смеси используются порошковые огнетушители, заряженные порошком ПХК.

3.7.Изоляционные работы.

3.7.1.Работы по нанесению изоляции на газопровод в котлованах, траншеях должны производить не менее чем двое рабочих.

3.7.2.Приготовление грунтовки разрешается на расстоянии не ближе 50 м от газопровода.

3.7.3. При смешивании бензина с битумом расплавленный битум необходимо вливать тонкой струей в бензин. Температура битума не должна превышать 100 оС.

3.7.4. Горячий битум перевозят только в котлах с закрытыми крышками. В случае загорания битума запрещается гасить пламя водой. Следует закрыть крышку котла, а щели забросать землей. Переносить битум от котла к месту работы следует в специальных, плотно закрытых крышками бачках, имеющих форму усеченного конуса с более широким дном.

3.7.5.Подавать горячий битум в котлованы необходимо в бачках на прочной веревке с крюком или карабином с уложенного через траншею мостика или по специально оборудованным сходням. Работающим запрещается находиться в траншее вблизи опускаемого бачка с горячим битумом.

4.ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ИЗМЕРЕНИЯ

4.1. Бригада по электрическим измерениям должна состоять не меньше, чем из двух человек, один из которых назначается старшим.

4.2. При производстве измерений на линиях электрифицированных железных дорог, на тяговых подстанциях и дренажных установках персоналу запрещается:

прикосновение предметами к контактным проводам и оборудованию, находящемуся под напряжением;

приближение на расстояние менее 2 м к контактной сети, не огражденным проводникам или частям контактной сети;

прикосновение к оборванным проводам контактной сети или к наброшенным на них посторонним предметам;

подъем на опоры контактной сети;

проведение монтажа каких — либо воздушных переходов через провода контактной сети без согласования с железнодорожной администрацией.

4.3. Измерения на рельсовых путях железной дороги производятся двумя лицами, одно из которых следит за движением транспорта.

4.4. Программа измерений должна быть согласована с отделением железной дороги.

4.5. При проведении электрических измерений в зоне действия блуждающих токов, вызванных действием электрифицированных железных дорог на постоянном токе, до подключения к катодному выводу необходимо измерить потенциал между газопроводом и железной дорогой прибором типа ТТ-1 или АВО-5М.

4.6. При обнаружении высокого потенциала подсоединение приборов должно производиьтся в диэлектрических перчатках.

4.7. При контроле изоляции методом катодной поляризации включают в работу генератор или другой источник электропитания только после монтажа всей схемы. Демонтаж схемы осуществляется только при отключенном источнике питания.

4.8. Металлический корпус передвижной автолаборатории «Электрохимзащита», соединенный с корпусами установленных в ней электроустановок (генератора, реостата, выпрямителей и др.), до их включения должен быть надежно заземлен.

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМ. И.М.ГУБКИНА

УЧЕБНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ЦЕНТР ОБРАЗОВАНИЯ РАБОТНИКОВ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА (УИЦ)

МУНЦ «АНТИКОР»

Итоговая работа

по программе краткосрочного повышения квалификации:

«ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ ГАЗОНЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ, ТРУБОПРОВОДОВ И РЕЗЕРВУАРОВ ГАЗОВОГО И НЕФТЯНОГО ХОЗЯЙСТВА»

Тема: Системы электрохимической защиты, их эксплуатация

Москва, 2012г.

Введение

электрохимический коррозия защита заземление

Электрохимическая защита подземных сооружений - метод защиты от электрохимической коррозии, сущность которого заключается в замедлении коррозии сооружения под действием катодной поляризации при смещении потенциала в отрицательную область под действием постоянного тока, проходящего через границу раздела «сооружение - окружающая среда». Электрохимическая защита подземных сооружений может осуществляться с помощью установок катодной защиты (далее УКЗ), дренажных установок или протекторных установок.

При защите с помощью УКЗ, металлическое сооружение (газопровод, оболочка кабеля, резервуар, обсадная колонна скважины и т.д.) подключается к отрицательному полюсу источника постоянного тока. При этом к положительному полюсу источника подключают анодное заземление, обеспечивающее ввод тока в грунт.

При протекторной защите защищаемое сооружение электрически соединяется с металлом, находящимся в той же среде, но имеющим более отрицательный потенциал, чем потенциал сооружения.

При дренажной защите защищаемое сооружение, находящееся в зоне действия блуждающих постоянных токов, подключается к источнику блуждающих токов; это предотвращает стекание этих токов с сооружения в грунт. Блуждающими токами называются токи утечки с рельсовых путей электрифицированных на постоянном токе железных дорог, трамвайных путей и других источников.

1. Установки катодной защиты

Для защиты подземных трубопроводов от коррозии сооружаются установки катодной защиты (УКЗ). В состав УКЗ входят источники электроснабжения сети переменного тока 0,4; 6 или 10 кВ, катодные станции (преобразователи), анодное заземление, контрольно-измерительные пункты (КИП), соединительные провода и кабели. При необходимости в состав УКЗ включаются регулирующие резисторы, шунты, поляризованные элементы, контрольно-диагностические пункты (КДП), с датчиками коррозионного мониторинга, блоки дистанционного контроля и регулирования параметров защиты.

Защищаемая конструкция присоединяется к отрицательному полюсу источника тока, к его положительному полюсу подключают второй электрод - анодный заземлитель. Место контакта с конструкцией называется точкой дренажа. Принципиальную схему метода можно представить следующим образом:

1 - источник постоянного тока

Защищаемое сооружение

Точка дренажа

Анодное заземление

2. Воздушные линии установок катодной защиты

Эксплуатация ВЛ заключается в проведении технического и оперативного обслуживания, восстановительного и капитального ремонтов.

Техническое обслуживание ВЛ состоит из комплекса мероприятий, направленных на предохранение элементов BЛ от преждевременного износа.

Капитальный ремонт ВЛ заключается в проведении комплекса мероприятий по поддержанию и восстановлению первоначальных эксплуатационных показателей и параметров ВЛ. При капитальном ремонте дефектные детали и элементы заменяются либо на равноценные, либо на более прочные, улучшающие эксплуатационные характеристики ВЛ.

Осмотры по всей трассе ВЛ производятся в целях визуальной проверки состояния ВЛ. При осмотрах определяют состояние опор, провода, траверс, изоляторов разрядников, разъединителей, приставок, бандажей, хомутов, нумерации, плакатов, состояние трасс.

Внеочередные осмотры связаны, как правило, с нарушением нормального режима работы или автоматического отключения ВЛ от релейной защиты, а после успешного повторного включения проводят при необходимости. Осмотры носят целенаправленный характер, производят его с применением специальных технических средств передвижения и поиска мест повреждения. Также выявляют неисправности угрожающие повреждению ВЛ или безопасности людей.

Комплекс работ по техническому обслуживанию ВЛ 96 В - 10 кВ.

Наименование работы	Периодичность
Вырубка отдельных деревьев, угрожающих падением на ВЛ и кустарников охранной зоне ВЛ, обрезка веток деревьев	По мере необходимости
Восстановление знаков и плакатов на отдельных опорах	По мере необходимости
Выправка опор	По мере необходимости
Перетяжка проводов	По мере необходимости
Перетяжка проволочных бандажей	По мере необходимости
Удаление набросов на проводах	По мере необходимости
Замена оборванных заземляющих спусков	По мере необходимости
Обновление диспетчерских наименований	По мере необходимости
Подтрамбовка грунта у основании опор	По мере необходимости
Заделка трещин, выбоин, сколов ж/б опор и приставок	По мере необходимости
Ремонт и замена оттяжек	По мере необходимости
Замена вводов	По мере необходимости
Замена изоляторов	По мере необходимости

3. Трансформаторные подстанции выше 1 кВ

КТП относится к электроустановкам напряжением выше 1000 В.

Подстанции трансформаторные комплектные используемые в УКЗ мощностью 25-40 кВА предназначены для приема, преобразования и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 Гц.

Однотрансформаторная КТП состоит из вводного устройства на стороне высокого напряжения (УВН), силового трансформатора, распределительного устройства на стороне низкого напряжения (РУНН).

При эксплуатации КТП должна обеспечиваться надежная работа. Нагрузки, уровень напряжения, температура, характеристики масла трансформатора и параметры изоляции должны находиться в пределах установленных норм; устройства охлаждения, регулирования напряжения, защиты, маслохозяйство и другие элементы должны содержаться в исправном состоянии.

Единоличный осмотр КТП, может выполнять работник, имеющий группу не ниже III, из числа оперативного персонала, обслуживающего данную электроустановку в рабочее время или находящегося на дежурстве, либо работник из числа административно-технического персонала, имеющий группу V и право единоличного осмотра на основании письменного распоряжения руководителя организации.

4. Станции катодной защиты

Станции катодной защиты подразделяются на станции с преобразователями тиристорного и инвенторного типа. К тиристорным станциям относятся станции типа ПАСК, ОПС, УКЗВ-Р. К станциям инвенторного типа относятся станции типа ОПЕ, Парсек, НГК-ИПКЗ Евро.

Станции катодной защиты тиристорного типа.

высокая надежность;

простота конструкции, позволяющая организовать ремонт станции на местах силами специалистов службы ЭХЗ.

К недостаткам тиристорных станций относится:

низкий КПД даже на номинальной мощности,

Выходной ток имеет недопустимо большие пульсации;

Большой вес станций;

Отсутствие корректоров мощности;

большое количество меди в силовом трансформаторе.

5. Станции катодной защиты инверторного типа

К достоинствам данного типа станций можно отнести:

высокий КПД;

низкий уровень пульсаций выходного тока;

малый вес (типичный вес станции с мощностью в 1 квт ~ 8…12 кг);

компактность;

малое количество меди в станции;

высокий коэффициент мощности (при наличии корректора, что является обязательным требованием ГОСТа);

легкость оперативной замены станции (преобразователя мощности) даже одним человеком, особенно при модульном исполнении станции.

К недостаткам относится:

отсутствие возможности ремонта в мастерских служб ЭХЗ;

более низкая, по сравнению с тиристорными, надежность станции, определяемая существенно большей сложностью, большим количеством компонентов и чувствительностью ряда из них к скачкам напряжения во время грозы и при автономной системе электроснабжения. В последнее время ряд производителей поставляют СКЗ с установленными блоками грозозащиты и стабилизаторами напряжения, что существенно увеличивает их надёжность.

Техническое обслуживание преобразователя производиться с учетом требований технического описания и согласно графика ППР.

Регламентные работы представляют собой систему планово-предупредительных ремонтов, осмотров и проверок правильности эксплуатации средств ЭХЗ. Эти работы включают в себя выявления и устранение неисправностей и дефектов, проверку контрольно -измерительных приборов, накопление и анализ полученных материалов, характеризующих износ, а также выполнение периодических ремонтов. Сущность системы планово-предупредительных ремонтов заключается в том, что после отработки средствами ЭХЗ заданного количества часов проводится определенный вид планового ремонта: текущий, или капитальный.

6. Текущий осмотр (ТО)

Комплекс работ по уходу и контролю технического состояния всех доступных для внешнего наблюдения конструктивных элементов средств ЭХЗ, осуществляемый в профилактических целях.

При текущем осмотре СКЗ выполняются следующие работы:

проверка показаний встроенных электроизмерительных приборов контрольными приборами;

установка стрелок приборов на нуль шкалы;

снятие показаний вольтметров, амперметров, счетчика расхода электроэнергии и времени наработки преобразователей;

измерение и, при необходимости, регулировка потенциала сооружения в точке дренажа СКЗ;

Запись о проведенных работах в полевом журнале установки.

Текущий осмотр выполняется объездным методом на протяжении всего периода работы сооружений ЭХЗ между плановыми ремонтами.

7. Текущий ремонт (ТР)

Текущий ремонт - осуществляется с минимальными по объему ремонтными работами. Цель текущего ремонта - обеспечить нормальную эксплуатацию объектов ЭХЗ до очередного планового ремонта путем устранения дефектов и посредством регулирования.

Во время текущего ремонта УКЗ производятся все работы, предусмотренные техническим:

Чистка разъемных контактов и монтаж соединений;

удаление пыли, песка, грязи и влаги с элементов конструкции монтажных плат, охладителей силовых диодов, тиристоров, транзисторов;

перетяжка винтовых контактных соединений;

измерение или расчет сопротивления цепи постоянного тока УКЗ;

запись о проведенных работах в полевом журнале установки.

8. Капитальный ремонт (КР)

Наибольший по объему работ вид планово-предупредительного ремонта, при котором производится замена или восстановление отдельных узлов и деталей, разборка и сборка, регулировка, испытание и наладка оборудования системы ЭХЗ. Испытания должны показать, что технические параметры оборудования соответствуют требованиям, предусмотренным нормативно-технической документацией (НТД).

В объем КР станции катодной защиты входят:

все работы среднего ремонта;

замена вышедших из строя опор, подкосов, приставок;

перетяжка, а при необходимости замена проводов, изоляторов, траверс, крючьев;

замена дефектных блоков, коммутационной аппаратуры;

частичная или полная замена (при необходимости) анодного и защитного заземления;

осмотр контакта катодного кабеля с защищаемым сооружением.

9. Внеплановый ремонт

Внеплановый ремонт - это ремонт, не предусмотренный системой ППР, вызванный внезапным отказом, связанным с нарушением правил технической эксплуатации. Четкая организация службы ЭХЗ должна обеспечить проведение таких ремонтов в кратчайший срок. В процессе эксплуатации УКЗ должны приниматься меры, сводящие к минимуму возможность возникновения потребности во внеплановых ремонтах.

Работы, выполненные в ходе всех планово-предупредительных и внеплановых ремонтов, заносятся в соответствующие паспорта и журналы эксплуатации и ремонта средств электрохимзащиты.

10. Контрольно-измерительные пункты

Для контроля состояния комплексной защиты на подземных сооружениях должны быть оборудованы контрольно-измерительные пункты (КИП), на которых указывается привязка точки присоединения контрольного провода к сооружению.

Эксплуатация контрольно-измерительных пунктов (КИП) предусматривает проведение технического обслуживания и ремонтов (текущих и капитальных), направленных на обеспечение их надежной работы. При техническом обслуживании должны проводиться периодические осмотры КИП, профилактические проверки и измерения, устраняться мелкие повреждения, неисправности и т.д.

Контрольно-измерительные пункты (КИП) устанавливают на подземном сооружении после укладки его в траншею до засыпки землей. Установку контрольно-измерительных пунктов на действующих сооружениях выполняют в специальных шурфах.

Контрольно-измерительные пункты устанавливают над сооружением не далее 3 м от точки подключения к сооружению контрольного провода.

В случае расположения сооружения на участке, где эксплуатация контрольно-измерительных пунктов затруднена, последние могут быть установлены в ближайших удобных для эксплуатации местах, но не далее 50 м от точки подключения контрольного провода к сооружению.

Контрольно-измерительные пункты на подземных металлических сооружениях должны обеспечивать надежный электрический контакт проводника с защищаемым сооружением; надежную изоляцию проводника от грунта; механическую прочность при внешних воздействиях; отсутствие электрического контакта между электродом сравнения и сооружением или контрольным проводником; доступность для обслуживающего персонала и возможность проведения измерения потенциалов не зависимо от сезонных условий.

Текущий осмотр КИПов выполняется объездным методом на протяжении всего периода работы сооружений ЭХЗ между плановыми текущими ремонтами и во время сезонных измерений защитных потенциалов бригадой рабочих в составе не менее двух человек. Перед выполнением работ на контрольно-измерительных пунктах необходимо:

Провести замер загазованности.

Определить рабочую зону и обозначить ее соответствующими знаками безопасности.

При текущем осмотре КИПа выполняются следующие виды работ:

Внешний осмотр КИПа;

Проверка исправности контрольного вывода и выводов от электродов и датчиков, установленных в КИПе;

Выравнивание КИПа перпендикулярно трубопроводу.

Производство измерений

Провести замер загазованности;

произвести внешний осмотр КИПа;

Определить пикет и номер защищаемого сооружения на опознавательной табличке;

Открыть запорное устройство КИПа и снять крышку;

достать прибор для измерения защитного потенциала;

произвести измерения на клемной колодке КИПа;

одеть крышку КИПа и закрыть запорное устройство;

убрать установленные знаки безопасности;

Продолжить движение вдоль защищаемого сооружения к следующему контрольно-измерительному пункту (КИП).

12. Текущий ремонт (ТР)

При ТР контрольно-измерительных пунктов выполняются все подготовительные работы, работы текущего осмотра и следующие виды работ:

Проверка исправности контрольного вывода и выводов от электродов и датчиков, установленных в КИПе;

чистка запорных устройств крышек головок колонок;

смазка трущихся поверхностей смазкой ЦИАТИМ 202.

окраска контрольно-измерительных колонок, стоек столбиков;

одерновка или восстановление щебеночных отмостков;

обновление и (или) восстановление опознавательных табличек;

проверку изоляции контрольных проводов (выборочно);

проверку контактов контрольных выводов с трубой (выборочно).

13. Капитальный ремонт (КР)

При выполнении капитального ремонта КИП производится замена поврежденных колонок, стоек или столбиков, замена контрольного кабеля.

При ремонте контрольно-измерительных пунктов должны быть выполнены работы в приведенной последовательности:

провести замер загазованности;

обозначить рабочую зону соответствующими знаками безопасности;

отрыть котлован для установки пункта;

открыть крышку пункта;

при необходимости произвести приварку контрольных выводов кабеля к трубе;

заизолировать место приварки, восстановить теплоизоляционное покрытие трубопровода;

протянуть кабели или провода в полость стойки пункта, предусмотрев их резерв 0,4 м;

установить стойку в котлован вертикально;

засыпать котлован грунтом с уплотнением последнего;

выполнить подсоединение кабелей или проводов к клеммам клеммной панели;

выполнить маркировку кабелей (проводов) и клемм, соответствующую схеме соединений;

закрыть крышку пункта;

нанести на верхнюю часть стойки масляной краской порядковый номер пункта по трассе трубопровода;

закрепить грунт вокруг пункта в радиусе 1 м смесью песка со щебнем фракцией до 30 мм;

убрать установленные знаки безопасности.

До установки контрольно-измерительного пункта на его подземную часть необходимо нанести антикоррозионный состав, а надземную часть окрасить в соответствии с корпоративными цветами «Газпром».

Анодное заземление

По расположению относительно поверхности грунта заземления бывают двух видов - поверхностные и глубинные.

Как и все технологические установки, глубинные анодные заземления (ГАЗ) требуют правильной технической эксплуатации и своевременного обслуживания.

Осмотр состояния ГАЗ, обслуживание (подтяжка контакта дренажного кабеля и покраска ГАЗ) измерения сопротивления и токов анода с целью определения девиации сопротивления растеканию проводится 1 раз в год после схождения талых вод и просыхания грунта. Результаты записываются в журнал СКЗ и паспорт СКЗ.

В случае увеличения сопротивления ГАЗ (это может быть замечено и по показаниям амперметра СКЗ или снижения потенциала в точке дренажа) снижается зона защиты.

Обслуживание, периодические измерения ГАЗ, регистрация измерений в полевом журнале УКЗ и анализ позволяют обеспечивать надежную зону защиты газопроводов и прогнозировать дальнейшие мероприятия по ремонту и восстановлению ГАЗ.

При эксплуатации системы катодной защиты подземных трубопроводов с глубинными анодными заземлителями (ГАЗ) возникает проблема замены их после окончания срока использования. Этот процесс сложен, а затраты сопоставимы с установкой нового заземлителя. Стремление максимально использовать скважину привело к тому, что для материала заземлителя используются благородные, малорастворимые металлы, в результате чего срок службы их возрастает. Однако стоимость строительства таких ГАЗ значительно выше, чем заземлителей из черных металлов. В последние годы интенсивно ведутся поиски ГАЗ заменяемой конструкции. Таким образом, повышение эффективности катодной защиты любого подземного трубопровода может быть достигнуто использованием изолирующих фланцев или изолирующих вставок. При этом наибольший технико-экономический эффект дает применение изолирующих фланцев.

В настоящее время большой интерес представляю протяжённые гибкие аноды (ПГА) для катодной защиты (КЗ) нефтепромысловых объектов для обеспечения возможности снижения затрат на антикоррозионную защиту трубопроводов и НПО.

Конструктивная особенность анодных узлов, для защиты РВС, не позволяет располагать их горизонтально на днище из-за возможной закупорки донными осадками перфорационных отверстий диэлектрической оболочки. Эксплуатация при вертикальном расположении анодов допускается при уровне водной фазы не ниже 3 м и наличия системы аварийного отключения СКЗ, при меньшем уровне применяется протекторная защита.

Технологическая эффективность применения ПГА

Для подтверждения заявленных заводом-изготовителем технических характеристик ПГА марки ЭЛЭР-5В при защите от внутренней коррозии (ВК) ёмкостного оборудования специалистами НГДУ «NN» совместно с институтом «ТатНИПИнефть» разработаны и утверждены программы и методики стендовых и промысловых испытаний ПГА. Стендовые испытания образцов электродов ЭЛЭР-5В проведены на базе ЦАКЗО НГДУ «NN». Промысловые испытания проведены также на объектах НГДУ «NN»: на ДНС-2 ЦДНГ-5 (РВС-2000) и на УПВСН ЦКППН (горизонтальный отстойникГО-200).

В ходе стендовых испытаний (рис. 1) определялись скорости анодного растворения электрода ЭЛЭР-5В в сточной воде при значениях максимально допустимой линейной плотности тока ив два раза превышающей её и влияние нефти на технические характеристики электродов. Выявлено, что после блокирования поверхности ПГА нефтепродуктами электроды способны полностью восстанавливать свою работоспособность (самоочищаться) через 6-15 суток. Визуальный осмотр внешней поверхности образцов, участвовавших в исследовании, изменений не выявил.

Стендовые испытания подтвердили заявленные заводом-изготовителем технические характеристики ПГА марки ЭЛЭР-5В.

При подготовке к промысловым испытаниям выполнены расчёты параметров ЭХЗ внутренней поверхности РВС и ГО. С учётом специфики конструкции ПГА разработаны монтажные схемы (рис. 2 и 3) их размещения внутри ёмкостного оборудования.

Расчётная длина электрода для ГО-200 составила 40 м, расстояние между поверхностями «анод-дно» - 0,7 м. Суммарный ток защиты- 6 А, выходное напряжение станции катодной защиты- 6 В, мощность станции катодной защиты- 1,2 кВт.

Расчётная длина электрода для РВС-2000 составила 115 м, расстояние между поверхностями «анод-дно» - 0,25 м, «анод-боковая поверхность» - 0,8 м. Суммарный ток защиты - 20,5 А, выходное напряжение станции катодной защиты - 20 В,мощность станции катодной защиты- 0,6 кВт.

Расчётный срок службы для обоих вариантов - 15 лет.

В процессе испытаний на объектах контролировались параметры на выходе СКЗ и проводилась регулировка силы тока. Смещение потенциала, измеренное по стальному измерительному электроду, находилось в пределах от 0,1 до 0,3 В.

Согласно акту испытаний специалистами института «ТатНИПИнефть» и НГДУ «NN» проведён осмотр ПГА, смонтированного в ГО(200 м 3) на УПВСН (рис. 4). Наработка анода составила 280 сут. Результаты осмотра ПГА показали его удовлетворительное состояние.

16. Экономическая эффективность применения ПГА

Конструктивные особенности и характеристики гибких анодов ЭЛЭР-5В, по данным НГДУ, позволили снизить затраты на обустройство ГО в сравнении с протекторной защитой на 41 %. Кроме этого, с внедрением анодов ЭЛЭР-5В отмечено снижение энергопотребления на защиту РВС до 16 раз. Потребляемая мощность на защиту РВС НГДУ «NN» составила 0,03 кВт (по ОАО «Татнефть» от 0,06 до 0,5 кВт). Согласно методике расчёта экономического эффекта, представленной НГДУ «NN», при внедрении данного типа анодов в сравнении с протекторной защитой экономический эффект составит 2,5млн руб. (на среднегодовой объём вывода ГО в ремонт и очистку по ОАО «Татнефть»).Ожидаемый экономический эффект от внедрения ПГА в РВС, ежегодно выводимых в ремонт по ОАО «Татнефть», составляет 3,7 млн. руб. Суммарный годовой эффект составит не менее 6 млн. руб.

Основные выводы:

Проведённые стендовые и промысловые испытания ПГА на объектах НГДУ «NN» показали их высокую эффективность при защите ёмкостного оборудования от внутренней коррозии (ВК).

Применение ПГА в ОАО «Татнефть» для защиты ёмкостного оборудования от ВК за счёт снижения затрат при обустройстве и эксплуатации позволит получить экономический эффект не менее 6 млн руб.

17. Протекторная защита

Защита подземных сооружений от почвенной коррозии при помощи протекторов при определенных условиях эффективна и проста в эксплуатации.

Одна из положительных особенностей протекторной защиты - ее автономность.

Она может быть осуществлена в районах, где отсутствуют источники электроэнергии.

Системы протекторной защиты возможно использовать в качестве основной ЭХЗ:

При осуществлении временной защиты;

В качестве резервной защиты;

для выравнивания потенциала вдоль трубопровода;

для защиты переходов;

На трубопроводах небольшой протяженности.

Протекторы могут иметь различную форму и размеры и изготавливаться в виде отдельных отливок или пресс-форм, стержней, браслетного типа (полуколец), протяженных прутков, проволок и лент.

Эффективность протекторной защиты зависит от:

Физико-химических свойств протектора;

внешних факторов, обуславливающих режим его использования.

Основными характеристиками протекторов являются:

электродный потенциал;

токоотдача;

коэффициент полезного действия протекторного сплава, от которых зависят срок службы и оптимальные условия их применения.

Конструкция протекторов должна обеспечивать надежный электрический контакт протекторов с сооружением, который не должен нарушаться в процессе их монтажа и эксплуатации.

Для осуществления электрического контакта между защищаемым сооружением и протектором последний должен иметь арматуру в виде полосы или стержня. Арматура вставляется в протекторный материал во время изготовления протектора.

В России при защите подземных металлических сооружений от коррозии наибольшее применение нашли протекторы типа ПМУ, представляющие собой магниевые аноды типа ПМ, упакованные в бумажные мешки вместе с активатором.

В центре (по продольной оси) протектора ПМ имеется контактный стержень из стального оцинкованного прутка. К контактному сердечнику приварен провод длиной 3 м. Место соединения проводника со стержнем тщательно изолировано. Стационарный потенциал магниевых протекторов типа ПМУ равен -1,6 В относительно м.с.э. Теоретическая токоотдача равна 2200 А*ч/кг.

С целью уменьшения сопротивления растеканию и обеспечения устойчивой работы протектор помещается в порошкообразный активатор, представляющий собой обычно смесь бентонита (50%), гипса (25%) и сернокислого натрия (25%). Удельное электросопротивление активатора должно быть не более 1 Ом*м.

Гипс препятствует образованию на поверхности протектора слоев с плохой проводимостью, что способствует равномерному износу протектора.

Бентонит (глина) вводят для поддержания в активаторе влаги, кроме того, глина замедляет растворение солей грунтовыми водами, тем самым сохраняя постоянной проводимость, и увеличивает срок службы активатора.

Сернокислый натрий дает легкорастворимые соединения с продуктами коррозии протектора, чем обеспечивает постоянство его потенциала и резкое уменьшение удельное сопротивление активатора.

В качестве активатора для протекторов ни в коем случае нельзя использовать коксовую мелочь.

После установки протектора в грунт его токоотдача устанавливается в течение нескольких суток.

Токоотдача протекторов существенно зависит от удельного сопротивления грунта. Чем ниже удельное электрическое сопротивление, тем выше токоотдача протекторов.

Поэтому протекторы следует размещать в местах с минимальным удельным сопротивлением и ниже уровня промерзания грунта.

18. Дренажная защита

Значительную опасность для магистральных трубопроводов представляют блуждающие токи электрифицированных железных дорог, которые в случае отсутствия защиты трубопровода вызывают интенсивное коррозионное разрушение в анодных зонах.

Дренажная защита - отвод (дренирование) блуждающих токов от трубопровода с целью снижения скорости его электрохимической коррозии; обеспечивает поддержание на трубопроводе стабильного защитного потенциала (создание устойчивой катодной <#"700621.files/image019.gif">

Принципиальная схема дренажной защиты:

Тяговая рельсовая сеть;

Электродренажное устройство;

Элемент защиты от перегрузок;

Элемент регулирования тока электродренажа;

Поляризованный элемент - вентильные блоки, собранные из нескольких,

соединенных параллельно лавинных кремниевых диодов;

Защищаемое подземное сооружение.

Дренажная защита на наших предприятиях не применяется в связи с отсутствием блуждающих токов и электрофицированных железных дорог.

Список литературы

1. Бэкман В, Швенк В. Катодная защита от коррозии: Справочник. М.: Металлургия, 1984. - 495 с.

Волков Б.Л., Тесов Н.И., Шуванов В.В. Справочник по защите подземных металлических сооружений от коррозии. Л.: Недра, 1975. - 75с.

3. Дизенко Е.И., Новоселов В.Ф. и др. Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров. М.: Недра, 1978. - 199 с.

Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии. ГОСТ 9.602-89. М.: Издательство стандартов. 1991.

Жук Н.П. Курс теории коррозии и защиты металлов. М.: Металлургия, 1976.-472 С.

Красноярский В.В. Электрохимический метод защиты металлов от коррозии. М.: Машгиз, 1961.

Красноярский В.В., Цикерман Л.Я. Коррозия и защита подземных металлических сооружений. М.: Высшая школа,1968. - 296 с.

Ткаченко В.Н. Электрохимическая защита трубопроводных сетей. Волгоград: ВолгГАСА, 1997. - 312 с.

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»

ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
РЕГЛАМЕНТЫ

ПРАВИЛА КОНТРОЛЯ И УЧЕТА РАБОТЫ
ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ
ПОДЗЕМНЫХ КОММУНИКАЦИЙ ОТ КОРРОЗИИ

Москва 2003

Регламенты, разработанные и утвержденные ОАО «АК «Транснефть», устанавливают общеотраслевые обязательные для исполнения требования по организации и выполнению работ в области магистрального нефтепроводного транспорта, а также обязательные требования к оформлению результатов этих работ.

Регламенты (стандарты предприятия) разрабатываются в системе ОАО «АК «Транснефть» для обеспечения надежности, промышленной и экологической безопасности магистральных нефтепроводов, регламентации и установления единообразия взаимодействия подразделений Компании и ОАО МН при ведении работ по основной производственной деятельности как между собой, так и с подрядчиками, органами государственного надзора, а также унификации применения и обязательного исполнения требований соответствующих федеральных и отраслевых стандартов, правил и иных нормативных документов.

ПРАВИЛА КОНТРОЛЯ И УЧЕТА РАБОТЫ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ ПОДЗЕМНЫХ КОММУНИКАЦИЙ ОТ КОРРОЗИИ

1. ЦЕЛЬ РАЗРАБОТКИ

Основной задачей разработки является установление единого порядка контроля и учета работы средств ЭХЗ на уровне ОАО МН и его производственных подразделений с целью:

Контроля за эффективностью работы установок катодной защиты, защищенностью нефтепровода и своевременного принятия мер по устранению неисправностей оборудования ЭХЗ и корректировки режимов работы;

Учета простоя ЭХЗ за межконтрольный период времени;

Общей оценки уровня надежности и структурного анализа отказов;

Оценки качества работы служб, эксплуатирующих средства ЭХЗ, в части повышения надежности работы и оперативности устранения отказов средств ЭХЗ и питающих ВЛ;

Разработки и внедрения мероприятий по повышению надежности ЭХЗ и питающих ВЛ.

2. ПРОИЗВОДСТВО РАБОТ ПО КОНТРОЛЮ И УЧЕТУ РАБОТЫ ЭХЗ

2.1. Из состава персонала службы эксплуатации средств ЭХЗ подразделения назначается лицо, ответственное за контроль и учет работы средств ЭХЗ.

2.2. Контроль за работой средств ЭХЗ и эффективностью защиты по трассе проводится:

С выездом на трассу эксплуатационного персонала;

С помощью средств дистанционного контроля (линейной телемеханики).

2.3. Контроль за работой средств ЭХЗ с применением линейной телемеханики производится ежедневно лицом, ответственным за контроль и учет средств ЭХЗ. Данные контроля: величина тока СКЗ (СДЗ), величина напряжения на выходе СКЗ, величина защитного потенциала в точке дренажа СКЗ (СДЗ) фиксируются ответственным лицом в журнале эксплуатации средств ЭХЗ.

2.4. Контроль за работой станций катодной защиты (СКЗ)

2.4.1. Контроль за работой СКЗ с выездом на трассу осуществляется:

Два раза в год на СКЗ, обеспеченных дистанционным контролем, позволяющим контролировать параметры СКЗ, указанные в п. ;

Два раза в месяц на СКЗ, не обеспеченных дистанционным контролем;

Четыре раза в месяц на СКЗ, не обеспеченных дистанционным контролем, в зоне действия блуждающих токов.

2.4.2. При контроле параметров катодной защиты производят:

Снятие показаний величины силы тока и напряжения на выходе станций катодной защиты;

Снятие показаний прибора суммарного времени работы под нагрузкой СКЗ и показаний счетчика активной электроэнергии;

2.4.3. При контроле технического состояния СКЗ производят:

Очистку корпуса СКЗ от пыли и грязи;

Проверку состояния ограждений и знаков электробезопасности;

Приведение в надлежащий вид территории СКЗ.

2.4.4. Время наработки СКЗ за межконтрольный период по показаниям счетчика наработки времени определяется как разность показаний счетчика на момент проверки и показаний на момент предыдущей проверки СКЗ.

2.4.5. Время наработки СКЗ по показаниям счетчика активной энергии определяется как отношение величины потребленной за межконтрольный период электроэнергии к среднесуточному потреблению электроэнергии за предыдущий межконтрольный период.

2.4.6. Время простоя СКЗ определяется как разность времени межконтрольного периода и времени наработки СКЗ.

2.4.7. Данные контроля параметров, состояния и времени простоя СКЗ заносятся в полевой журнал эксплуатации.

2.4.7. Отдельно данные по простоям СКЗ заносятся в журнал учета отказов средств ЭХЗ.

2.5. Контроль за работой станций дренажной защиты (СДЗ)

2.5.1. Контроль за работой СДЗ с выездом на трассу осуществляется:

Два раза в год на СДЗ, обеспеченных дистанционным контролем, позволяющим контролировать параметры, указанные в п. ;

Четыре раза в месяц на СДЗ, не обеспеченных дистанционным контролем.

2.5.2. При контроле параметров дренажной защиты производят:

Измерение среднечасовой силы тока дренажа в период максимальной и минимальной нагрузок источника блуждающих токов;

Измерения защитного потенциала в точке дренажа.

2.5.3. При контроле технического состояния СДЗ производят:

Внешний осмотр всех элементов установки с целью обнаружения видимых дефектов и механических повреждений;

Проверку контактных соединений;

Очистку корпуса СДЗ от пыли и грязи;

Проверку состояния ограждения СДЗ;

Приведение в надлежащий вид территории СДЗ.

2.5.4. Контролируемые параметры и отказы СДЗ фиксируются в полевом журнале эксплуатации СДЗ. Отказы СДЗ фиксируются также в журнале отказов средств ЭХЗ.

2.6. Контроль за работой установок протекторной защиты

2.6.1. Контроль за работой установок протекторной защиты производят 2 раза в год.

2.6.2. При этом производят:

Измерение силы тока протекторной установки;

Измерение защитного потенциала в точке дренажа протекторной установки.

2.6.3. При контроле технического состояния протекторной установки производят:

- проверку наличия и состояния контрольно-измерительных пунктов в местах присоединения протекторов к нефтепроводу;

Проверку контактных соединений.

2.6.4. Данные контроля протекторных установок заносят в паспорт прожекторной установки.

2.7. Контроль защищенности нефтепровода в целом производят сезонными замерами защитных потенциалов в контрольно-измерительных пунктах по трассе нефтепроводов.

2.7.1. Измерения производятся не реже двух раз в год в период максимального увлажнения почвы:

2.7.2. Допускается производить измерения 1 раз в год, если:

Производится дистанционный контроль установок ЭХЗ;

Производится контроль защитного потенциала не реже 1 раза в 3 месяца в наиболее коррозионно-опасных точках трубопровода (имеющих наименьший защитный потенциал), расположенных между установками ЭХЗ.

Если период положительных среднесуточных температур не менее 150 дней в году.

2.7.3. В коррозионно-опасных местах, определяемых согласно п. 6.4.3 . , необходимо проводить контроль защищенности измерением защитного потенциала методом выносного электрода не реже 1 раза в 3 года согласно предварительно составленного графика проведения замеров.

3. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ КОНТРОЛЯ.
АНАЛИЗ НАДЕЖНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ ЭХЗ

3.1. По результатам контроля за работой ЭХЗ подразделениями ОАО МН:

3.1.1. Ежемесячно до 5 числа, следующего за отчетным месяцем, в ОАО МН представляется отчет об отказах средств ЭХЗ (форма ).

3.1.2. Ежеквартально до 5 числа, следующего за кварталом месяца:

Определяется коэффициент использования установок катодной защиты, дающий интегральную характеристику надежности средств ЭХЗ и определяемый как отношение суммарного времени наработки всех установок катодной защиты к нормативному времени наработки за квартал. Данные заносятся в форму ;

Проводится анализ причин отказов средств ЭХЗ по данным формы ;

Определяются мероприятия для оперативного устранения наиболее частых причин отказов в последующие периоды эксплуатации;

Заполняется форма суммарного учета простоев (форма ), определяется количество СКЗ, простоявших более 80 часов в квартал;

В соответствии с п. 6.4.5 определяется защищенность каждого нефтепровода по времени.

В соответствии с п. 6.4.5 определяется защищенность каждого нефтепровода по протяженности;

Для общей оценки оперативности устранения отказов определяется среднее время простоя на одну СКЗ (отношение общего времени простоя СКЗ к количеству отказавших СКЗ);

Определяется количество СКЗ, простоявших более 10 суток в год (форма ).

3.2. По результатам представленных подразделениями данных службой ЭХЗ ОАО МН:

3.2.1. Ежемесячно до 10 числа направляется в АК «Транснефть» анализ нарушений в работе электротехнического оборудования с данными по отказам СКЗ;

3.2.2. Ежеквартально до 10 числа, следующего за кварталом месяца, определяется в целом по нефтепроводам ОАО:

Коэффициент использования установок катодной защиты (форма );

Анализ причин отказов (форма );

Количество СКЗ, простоявших более 80 часов в квартал (форма );

Определяется защищенность нефтепроводов по времени.

Определяется защищенность нефтепроводов по протяженности;

Определяется среднее время простоя одной СКЗ;

Количество СКЗ, простоявших более 10 суток в год.

3.3. Ежегодно в ОАО ВМН разрабатываются мероприятия, направленные на повышение надежности работы оборудования ЭХЗ и включаются в план капитального ремонта и реконструкции.

Приложение 1 Форма 1 Отчёт об отказах средств ЭХЗ нефтепровода ______________ _______ за_____________ месяц 200__ г. № СКЗ км по трассе Тип СКЗ, СДЗ Суточное потребление эл. эн., кВт.час. Дата осмотра перед отказом Показания счётчика эл. энергии (моточас.) перед отказом Показания счётчика эл. энергии (моточас.) на момент восстановления Дата выхода из строя Дата восстановления Простой (сут.) Причина выхода из строя Приложение 2 Форма 2 Анализ простоев средств ЭХЗ за______квартал 2000 г. Код отказа Причина простоев Подразд. 1 Подразд. 2 Подразд. 3 Подразд. 4 Подразд. 5 AO MH Кол-во СКЗ Прост (сут.) Кол-во СКЗ Прост (сут.) Кол-во СКЗ Прост (сут.) Кол-во СКЗ Прост. (сут.) Кол-во СКЗ Прост. (сут.) Кол-во СКЗ Прост. (сут.) Неисправности питающих линий Кор. замык. на ВЛ 6,00 28,00 13,00 47,00 Падение деревьев 15,00 3,00 18,00 Разруш. изолятор. 15,00 15,00 Поломка опор 10,00 10,00 Обрыв проводов 0,00 Откл. ВЛ стор. орган. 0,00 Расч. трассы 2,00 7,00 9,00 В/в каб. вставка 0,00 Ветх. сост. ВЛ 0,00 Хищения элем. ВЛ 3,00 2,00 10,00 15,00 Неиспр. пит. КЛ 0,00 Неисправн. ОМП 0,00 Неисп. в/в разрядн. 0,00 Рем. ячеек ЗРУ 13,00 9,00 22,00 Неисп. в/в предохр. 0,00 Откл. для врезки 17,00 12,00 11,00 13,00 53,00 Неиспр. РЛНД 0,00 Откл. для наладки 10,00 2,00 12,00 Итого по причине неиспр. ВЛ (t пр.ВЛ ) 66,00 29,00 48,00 40,00 18,00 201,00 118,00 k пр.ВЛ = t пр.ВЛ / N отк. ВЛ 1,83 1,81 2,00 1,25 1,80 1,70 Неисправности элементов СКЗ Неиспр. анодных лин. 2,00 1,00 2,00 1,00 Неиспр. ан. заземл. 0,00 0,00 Неипр. тр-ра СКЗ 1,00 1,00 1,00 1,00 Неиспр. сил. вент. 2,00 1,00 2,00 1,00 Неиспр. бл. управл. 1,00 1,00 1,00 1,00 Отказ пуск.-р e г. апп. 1,00 1,00 1,00 1,00 Неиспр. дрен. каб. 0,00 0,00 Хищен. эл-тов СКЗ 3,00 6,00 2,00 9,00 3,00 Откл. при кап. ремонте 3,00 2,00 5,00 7,00 8,00 9,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Итого по причине отк. СКЗ и их эл. (t пр.СКЗ ) 3,00 2,00 5,00 2 7,00 3,00 7,00 8,00 2,00 2,00 24,00 17,00 k пр.СКЗ = t пр.СКЗ / N отк. СКЗ 1,50 2,50 2,33 0,88 1,00 1,41 Всего: 69,00 38 34,00 18 55,00 27 47,00 40 20,00 12 225,00 135,00 k отк. общ. = t отк. общ. /N отк. общ. 1,82 1,89 2,04 1,18 1,67 1,67 K н = t ф.нар. / t нормат. 0,99 0,99 0,99 0,99 0,99 0,99 t нормат . = N*T 11921,0 9009,0 10010,0 6279,0 3185,0 40404,0 t прост . = t пр . СКЗ + t пр . ВЛ 69,00 63,00 103,00 47,00 20,00 225,00 t ф.нар. = t нормат. - t прост. 11852 8946 9907 6232 3165 40179 N - кол-во СКЗ 131 99 110 69 35 444 Т - время наработки 91 91 91 91 91 91 Средний простой СКЗ (сут.): 0,51 Приложение 3 Форма 3 Расчёт времени простоев СКЗ за 2000 год № п/п км установки Тип УКЗ Простой УКЗ (в сутках) по месяцам 2000 года за год прост (сут) кол отк. прост (сут) кол отк. прост (сут) кол отк. прост (сут) кол отк. прост (сут) кол отк. прост (сут) кол отк. прост (сут) кол отк. прост (сут) кол отк. прост (сут) кол отк. прост (сут) кол отк. прост (сут) кол отк. прост (сут) кол отк. Нефтепровод, участок 1688 ТСКЗ-3.0 1 3 1 2 1700 ТСКЗ-3.0 1 3 1 2 1714 ТСКЗ-3.0 0 1718 Дубники 0 1727 ПДВ-1.2 1 1 1 5 2 1739 ТСКЗ-3.0 1 1 1 5 3 18 5 1750 ТСКЗ-3.0 1 1 1 5 3 18 5 1763 ТСКЗ-3.0 1 1 1 5 3 18 5 1775 ТСКЗ-3.0 0 1789 ТСКЗ-3.0 0

9.11. Полученные результаты измерений первого этапа с учетом измерений на смежных коммуникациях анализируются и принимаются решения по корректировке режимов работы установок защиты.

9.12. В случае необходимости изменения режимов работы ЭХЗ измерения повторяются во всех пунктах, находящихся в зонах действия защитных установок с измененными режимами работы.

9.13. Корректировка режимов работы ЭХЗ может производиться неоднократно до достижения желаемых результатов.

9.14. В конечном итоге на защитных установках должны быть установлены минимально возможные защитные токи, при которых на защищаемых сооружениях во всех пунктах измерений достигаются защитные потенциалы по абсолютной величине не ниже минимально допустимых и не более максимально допустимых.

9.15. Окончательно установленные режимы работы защитных установок должны быть согласованы со всеми организациями, имеющими подземные сооружения в зонах действия налаживаемых установок, о чем они дают подтверждения в своих заключениях (справках).

9.16. В случаях, когда в ходе наладочных работ не удается достигнуть на защищаемых сооружениях требуемых защитных потенциалов во всех пунктах измерений, наладочная организация совместно с проектной и эксплуатационной организациями разрабатывает перечень необходимых дополнительных мероприятий и направляет его заказчику для принятия соответствующих мер.

9.17. До реализации дополнительных мероприятий зона эффективной защиты подземных сооружений остается уменьшенной.

9.18. Завершаются наладочные работы оформлением технического отчета по наладке установок ЭХЗ, который должен включать:

Полные сведения о:

1) защищаемых и смежных подземных сооружениях;
2) действующих источниках блуждающих токов;
3) критериях коррозионной опасности;
4) о построенных и ранее действующих (если такие имеются) установках ЭХЗ;
5) установленных на сооружениях электроперемычках;
6) действующих и вновь построенных КИП;
7) электроизолирующих соединениях;

Полную информацию о выполненных работах и ее результатах;
- таблицу с окончательно установленными параметрами работы установок ЭХЗ;
- таблицу потенциалов защищаемых сооружений в установленных окончательно режимах работы установок ЭХЗ;
- справки (заключения) владельцев смежных сооружений;
- заключение по наладке установок ЭХЗ;
- рекомендации по дополнительным мероприятиям по защите подземных сооружений от коррозии.

10. Порядок приемки и ввода в эксплуатацию установок электрохимической защиты

10.1. Установки ЭХЗ вводятся в эксплуатацию после завершения пусконаладочных работ и испытания на стабильность в течение 72 ч.

10.2. Установки ЭХЗ принимает в эксплуатацию комиссия, в состав которой входят представители следующих организаций: заказчика; проектной (по необходимости); строительной; эксплуатационной, на баланс которой будет передана построенная установка ЭХЗ; предприятия по защите от коррозии (службы защиты); органов Госгортехнадзора России, органов Госэнергонадзора России (при необходимости); городских (сельских) электросетей.

10.3. Данные проверки готовности объектов к сдаче заказчик сообщает организациям, входящим в состав приемной комиссии, не менее чем за сутки.

10.4. Заказчик предъявляет приемной комиссии: проект на устройство ЭХЗ и документы, указанные в Приложении У .

10.5. После ознакомления с исполнительной документацией и техническим отчетом о пусконаладочных работах приемная комиссия выборочно проверяет выполнение запроектированных работ - средств и узлов ЭХЗ, в том числе изолирующих фланцевых соединений, контрольно-измерительных пунктов, перемычек и других узлов, а также эффективность действия установок ЭХЗ. Для этого измеряют электрические параметры установок и потенциалы трубопровода на участках, где в соответствии с проектом зафиксирован минимальный и максимальный защитный потенциал, а при защите только от блуждающих токов предусмотрено отсутствие положительных потенциалов.
Установки ЭХЗ, не соответствующие проектным параметрам, не должны подлежать приемке.

10.6. Установку ЭХЗ вводят в эксплуатацию только после подписания комиссией акта о приемке.
В случае необходимости может быть осуществлена приемка ЭХЗ во временную эксплуатацию на не законченном строительством трубопроводе.
После окончания строительства ЭХЗ подлежит повторной приемке в постоянную эксплуатацию.

10.7. При приемке ЭХЗ на трубопроводах тепловых сетей бесканальной прокладки, пролежавших в грунтах более 6 месяцев, необходимо проверить их техническое состояние и при наличии повреждений установить сроки их устранения.

10.8. Каждой принятой установке ЭХЗ присваивают порядковый номер и заводят специальный паспорт установки, в который заносят все данные приемочных испытаний (см. Приложение Ф).

11. Эксплуатация установок ЭХЗ

11.1. Эксплуатационный контроль установок ЭХЗ включает периодический технический осмотр, проверку эффективности их работы.
На каждой защитной установке необходимо иметь журнал контроля, в который заносятся результаты осмотра и измерений (см. Приложение Х).

11.2. Обслуживание установок ЭХЗ в процессе эксплуатации должно осуществляться в соответствии с графиком технических осмотров и планово-предупредительных ремонтов. График профилактических осмотров и планово-предупредительных ремонтов должен включать определение видов и объемов технических осмотров и ремонтных работ, сроки их проведения, указания по организации учета и отчетности о выполненных работах.
Основное назначение работ по профилактическим осмотрам и планово-предупредительным ремонтам - содержание установок ЭХЗ защиты в состоянии полной работоспособности, предупреждение их преждевременного износа и отказов в работе.

11.3. Технический осмотр включает:

Осмотр всех элементов установки с целью выявления внешних дефектов, проверку плотности контактов, исправности монтажа, отсутствия механических повреждений отдельных элементов, отсутствия подгаров и следов перегревов, отсутствия раскопок на трассе дренажных кабелей и анодных заземлений;
- проверку исправности предохранителей (если они имеются);
- очистку корпуса дренажного и катодного преобразователя, блока совместной защиты снаружи и внутри;
- измерение тока и напряжения на выходе преобразователя или между гальваническими анодами (протекторами) и трубами;
- измерение потенциала трубопровода в точке подключения установки;
- производство записи в журнале установки о результатах выполненной работы.

11.4. Технический осмотр с проверкой эффективности защиты включает:

Все работы по техническому осмотру;
- измерения потенциалов в постоянно закрепленных опорных пунктах.

11.5. Текущий ремонт включает:

Все работы по техническому осмотру с проверкой эффективности;
- измерение сопротивления изоляции питающих кабелей;

4.7 ЭКСПЛУАТАЦИЯ УСТАНОВОК ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ

4.7.1 При эксплуатации установок ЭХЗ должны проводиться периодические технические осмотры и проверка эффективности их работы.

На каждой защитной установке необходимо иметь журнал контроля, в который заносятся результаты осмотра и измерений.

4.7.2 Обслуживание установок ЭХЗ в процессе эксплуатации должно осуществляться в соответствии с графиком технических осмотров и планово-предупредительных ремонтов. График технических осмотров и планово-предупредительных ремонтов должен включать определение видов и объемов осмотров и ремонтных работ, сроки их проведения, указания по организации учета и отчетности о выполненных работах.

Основное назначение работ - содержание установок ЭХЗ защиты в состоянии полной работоспособности, предупреждение их преждевременного износа и отказов в работе.

4.7.3 Технический осмотр включает:

Осмотр всех элементов установки с целью выявления внешних дефектов, проверку плотности контактов, исправности монтажа, отсутствия механических повреждений отдельных элементов, отсутствия подгаров и следов перегревов, отсутствия раскопок на трассе дренажных кабелей и анодных заземлений;

Проверку исправности предохранителей;

Очистку корпуса дренажного и катодного преобразователя, блока совместной защиты снаружи и внутри;

Измерение тока и напряжения на выходе преобразователя или между гальваническим анодом (протектором) и трубой;

Измерение поляризационного или суммарного потенциала трубопровода в точке подключения установки;

Производство записи в журнале установки о результатах выполненной работы.

4.7.4 Текущий ремонт включает:

Измерение сопротивления изоляции питающих кабелей;

Одну или две из указанных ниже работ по ремонту: линий питания (до 20% протяженности), выпрямительного блока, блока управления, измерительного блока, корпуса установки и узлов крепления, дренажного кабеля (до 20% протяженности), контактного устройства контура анодного заземления, контура анодного заземления (в объеме менее 20%).

4.7.5 Капитальный ремонт включает:

Все работы по техническому осмотру;

Более двух ремонтных работ, перечисленных в пункте 4.7.4, либо ремонт в объеме более 20% - линии питания, дренажного кабеля, контура анодного заземления.

4.7.6 Внеплановый ремонт - вид ремонта, вызванный отказом в работе оборудования и не предусмотренный годовым планом ремонта.

Отказ в работе оборудования должен быть зафиксирован аварийным актом, в котором указываются причины аварии и подлежащие устранению дефекты.

Технический осмотр - 2 раза в месяц для катодных, 4 раза в месяц - для дренажных установок и 1 раз в 6 месяцев - для установок гальванической защиты (при отсутствии средств телемеханического контроля). При наличии средств телемеханического контроля сроки проведения технических осмотров устанавливаются руководством эксплуатационной организации с учетом данных о надежности устройств телемеханики;

Текущий ремонт - 1 раз в год;

Капитальный ремонт - в зависимости от условий эксплуатации (ориентировочно 1 раз в 5 лет).

4.7.8 С целью оперативного выполнения внеплановых ремонтов и сокращения перерывов в работе ЭХЗ в организациях, эксплуатирующих устройства ЭХЗ, целесообразно иметь резервный фонд преобразователей для катодной и дренажной защиты из расчета 1 резервный преобразователь на 10 действующих.

4.7.9 При проверке параметров электродренажной защиты измеряют дренажный ток, устанавливают отсутствие тока в цепи дренажа при перемене полярности трубопровода относительно рельсов, определяют порог срабатывания дренажа (при наличии реле в цепи дренажа или цепи управления), а также сопротивление в цепи электродренажа.

4.7.10 При проверке параметров работы катодной станции измеряют ток катодной защиты, напряжение на выходных клеммах катодной станции и потенциал трубопровода на контактном устройстве.

4.7.11 При проверке параметров установки гальванической защиты измеряют:

1) силу тока в цепи гальванический анод (ГА) - защищаемое сооружение;

2) разность потенциалов между ГА и трубой;

3) потенциал трубопровода в точке присоединения ГА при подключенном ГА.

4.7.12 Эффективность ЭХЗ проверяют не реже, чем 2 раза в год (с интервалом не менее 4 месяцев), а также при изменении параметров работы установок ЭХЗ и при изменениях коррозионных условий, связанных с:

Прокладкой новых подземных сооружений;

Изменением конфигурации газовой и рельсовой сети в зоне действия защиты;

Установкой ЭХЗ на смежных коммуникациях.

4.7.13 Контроль эффективности ЭХЗ подземных стальных трубопроводов производится по поляризационному потенциалу или при отсутствии возможности его измерений - по суммарному потенциалу трубопровода в точке подключения установки ЭХЗ и на границах создаваемых ею зон защиты. Для подключения к трубопроводу могут быть использованы контрольно-измерительные пункты, вводы в здания и другие элементы трубопровода, доступные для производства измерений. На трубопроводе до места присоединения не должно быть фланцевых или электроизолирующих соединений, если на них не установлены электрические перемычки.

4.7.14 Поляризационный потенциал стальных трубопроводов измеряют на стационарных КИПах, оборудованных медносульфатным электродом сравнения длительного действия с датчиком потенциала - вспомогательным электродом (ВЭ, рис.4.7.1), или на нестационарных КИПах с помощью переносного медносульфатного электрода сравнения с датчиком потенциала - вспомогательным электродом (ВЭ, рис.4.7.2).

Рис.4.7.1 Схема измерения поляризационного потенциала на стационарных КИПах

1 - трубопровод; 2 - контрольные проводники; 3 - прибор типа 43313.1; 4 - стационарный медносульфатный электрод сравнения; 5 - датчик потенциала.

Примечание:

Рис.4.7.2 Схема измерения поляризационного потенциала на нестационарных КИПах

1 - трубопровод; 2 - датчик потенциала; 3 - переносный медносульфатный электрод сравнения; 4 - прибор типа 43313.1

Примечание:

При использовании прибора типа ПКИ-02 проводник от трубопровода присоединяют к соответствующей клемме прибора.

4.7.15 Для измерений поляризационного потенциала на нестационарных КИПах используют ВЭ и переносной медносульфатный электрод сравнения, устанавливаемые на время измерений в специальном шурфе.

Подготовку шурфа и установку ВЭ производят в следующем порядке:

В намеченном пункте измерений (где имеется возможность подключения к трубопроводу) с помощью трассоискателя или по привязкам на плане трассы трубопровода определяют месторасположение трубопровода.

Над трубопроводом или в максимальном приближении к нему в месте отсутствия дорожного покрытия делают шурф глубиной 300-350 мм и диаметром 180-200 мм.

Датчик (ВЭ) и переносной электрод сравнения следует устанавливать на расстоянии не менее 3h от трубок гидравлических затворов, конденсатосборников и контрольных трубок (h - расстояние от поверхности земли до верхней образующей трубопровода).

Перед установкой в грунт ВЭ зачищают шкуркой шлифовальной (ГОСТ 6456-82) зернистостью 40 и меньше и насухо протирают. Предварительно из взятой со дна шурфа части грунта, контактирующего с ВЭ, должны быть удалены твердые включения размером более 3 мм. На выровненное дно шурфа насыпают слой грунта толщиной 30 мм. Затем укладывают ВЭ рабочей поверхностью вниз и засыпают его грунтом до отметки 60-80 мм от дна шурфа. Грунт над ВЭ утрамбовывают с усилием 3-4 кг на площадь ВЭ. Сверху устанавливают переносной электрод сравнения и засыпают грунтом. Переносной электрод сравнения перед установкой подготавливают по п.4.2.12. При наличии атмосферных осадков предусматривают меры против увлажнения грунта и попадания влаги в шурф.

4.7.16 Для измерения поляризационного потенциала используют приборы с прерывателем тока (например, типа 43313.1 или ПКИ-02).

Прерыватель тока обеспечивает попеременное подключение ВЭ к трубопроводу и к измерительной цепи.

Измерения на стационарных и нестационарных КИПах производят следующим образом. К соответствующим клеммам приборов (рис.4.7.1 и 4.7.2) присоединяют контрольные проводники от трубопровода, ВЭ и электрода сравнения; включают прибор. Через 10 мин после включения прибора измеряют потенциалы с записью результатов через каждые 10 с или при использовании прибора ПКИ-02 - с хранением в памяти прибора. Продолжительность измерений при отсутствии блуждающих токов не менее 10 мин. При наличии блуждающих токов продолжительность измерений принимается в соответствии с рекомендациями, изложенными в п.4.2.13.

Результаты измерений заносят в протокол (Приложение Ц).

Примечания:

1. Продолжительность измерений потенциала трубопровода в точке подключения установки защиты при ее техническом осмотре (см. п.4.7.3) может составлять 5 мин.

2. Если на стационарном КИПе ВЭ постоянно подключен к катодно поляризуемому трубопроводу, то измерения поляризационного потенциала начинаются непосредственно после подключения прибора.

4.7.17 Среднее значение поляризационного потенциала Е ср , В, вычисляют по формуле:

,

где E i - сумма измеренных n значений поляризационных потенциалов (В) за весь период измерений;

n - общее число измерений.

4.7.18 По окончании измерительных работ на нестационарном КИП и извлечения из шурфа электрода сравнения и ВЭ шурф засыпают грунтом. В целях обеспечения возможности повторных измерений в данной точке на плане прокладки трубопровода делают привязку пункта измерений.

4.7.19 Для определения эффективности ЭХЗ по суммарному потенциалу (включающему поляризационную и омическую составляющие) используют приборы типа ЭВ 2234, 43313.1, ПКИ-02. Переносные электроды сравнения устанавливают на поверхности земли на минимально возможном расстоянии (в плане) от трубопровода, в том числе на дне колодца. Режим измерений - по п.4.7.15.

4.7.20 Среднее значение суммарного потенциала U ср (В) вычисляют по формуле:

,

где U i - сумма значений суммарного потенциала, n - общее число отсчетов.

Результаты измерений заносятся в сводный журнал (Приложение Ц), а также могут фиксироваться на картах-схемах подземных трубопроводов.

4.7.21 При защите по смягченному критерию защищенности минимальный (по абсолютной величине) защитный поляризационный потенциал определяется по формуле:

Е мин = Е ст – 0,10 В,

где Е ст - стационарный потенциал вспомогательного электрода (датчика потенциала).

Поляризационный потенциал измеряют в соответствии с п.4.7.15.

Для определения Е ст датчика (ВЭ) датчик отключают от трубы и через 10 мин после отключения измеряют его потенциал Е . Если измеренный потенциал отрицательнее - 0,55 В, то это значение принимается за Е ст . Если измеренный потенциал по абсолютной величине равен или меньше 0,55 В, то принимается Е ст = -0,55 В. Значения Е ст (измеренное и принятое) заносятся в протокол (Приложение Ц).

4.7.22 При обнаружении неэффективной работы установок катодной или дренажной защиты (сокращены зоны их действия, потенциалы отличаются от допустимых защитных) необходимо произвести регулирование режима работы установок ЭХЗ.

Если потенциал трубопровода на участке подключения гальванического анода (ГА) окажется меньше (по абсолютному значению) проектного или минимального защитного потенциала, необходимо проверить исправность соединительного провода между ГА и трубопроводом, мест припайки его к трубопроводу и ГА. Если соединительный провод и места припайки его окажутся исправными, а потенциал по абсолютному значению не увеличивается, то делают шурф на глубину закопки ГА для его осмотра и проверки наличия вокруг него засыпки (активатора).

4.7.23 Сопротивление растеканию тока анодного заземления следует измерять во всех случаях, когда режим работы катодной станции резко меняется, но не реже 1 раза в год.

Сопротивление растеканию тока анодного заземления определяют как частное от деления напряжения на выходе катодной установки на ее выходной ток или с помощью прибора М-416 и стальных электродов по схеме на рис.4.7.3.

Рис.4.7.3 Измерение сопротивления растеканию тока анодного заземления

1 - анодные заземлители; 2 - контрольно-измерительный пункт; 3 - измерительный прибор;

4 - измерительный электрод; 5 - питающий электрод; 6 - дренажный провод.

При длине анодного заземлителя l а.з питающий электрод относят на расстояние b  3 l а.з , измерительный электрод - на расстояние a  2 l а.з

4.7.24 Сопротивление защитного заземления электроустановок измеряют не реже 1 раза в год. Схема измерения сопротивления растеканию тока защитного заземления приведена на рис.4.7.3. Измерения следует производить в наиболее сухое время года.

4.7.25 Исправность электроизолирующих соединений проверяют не реже 1 раза в год. Для этой цели используют специальные сертифицированные индикаторы качества электроизолирующих соединений.

При отсутствии таких индикаторов измеряют падение напряжения на электроизолирующем соединении или синхронно потенциалы трубы по обеим сторонам электроизолирующего соединения. Измерение проводят при помощи двух милливольтметров. При исправном электроизолирующем соединении синхронное измерение показывает скачок потенциала.

В случае применения изолирующих вставок ЗАО ";Экогаз"; (г.Владимир), имеющих металлическую муфту, изолированную с обеих сторон от трубопровода, проверить их исправность можно определением сопротивлений муфты относительно каждой из сторон трубопровода с помощью мегомметра напряжением до 500 В. Сопротивление должно быть не менее 200 кОм.

Результаты проверки оформляют протоколами согласно Приложению Ч.

4.7.26 Если на действующей установке ЭХЗ в течение года наблюдалось 6 и более отказов в работе преобразователя, последний подлежит замене. Для определения возможности дальнейшего использования преобразователя необходимо провести его испытание в объеме, предусмотренном требованиями предустановочного контроля.

4.7.27 В случае если за время эксплуатации установки ЭХЗ общее количество отказов в ее работе превысит 12, необходимо провести обследование технического состояния трубопровода по всей длине защитной зоны.

4.7.28 Организации, осуществляющие эксплуатацию устройств ЭХЗ, должны ежегодно составлять отчет об отказах в их работе.

4.7.29 Суммарная продолжительность перерывов в работе установок ЭХЗ не должна превышать 14 суток в течение года.

В тех случаях, когда в зоне действия вышедшей из строя установки ЭХЗ защитный потенциал трубопровода обеспечивается соседними установками ЭХЗ (перекрывание зон защиты), то срок устранения неисправности определяется руководством эксплуатационной организации.

4.8 ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИИ И ОПАСНОСТИ КОРРОЗИИ ТРУБОПРОВОДОВ

4.8.1 Во всех шурфах, отрываемых при ремонте, реконструкции и ликвидации дефектов изоляции или коррозионных повреждений трубопровода, должны определяться коррозионное состояние металла и качество изоляционного покрытия.

4.8.2 При обнаружении коррозионного повреждения на действующем трубопроводе проводится обследование с целью выявления причины коррозии и разработки противокоррозионных мероприятий.

Форма акта обследования утверждается руководителем хозяйства, эксплуатирующего данный трубопровод.

В акте должны быть отражены:

Год ввода в эксплуатацию данного участка трубопровода, диаметр трубопровода, толщина стенки, глубина укладки;

Тип и материал изоляционного покрытия;

Состояние покрытия (наличие повреждений);

Толщина, переходное сопротивление, адгезия покрытия;

Коррозионная агрессивность грунта;

Наличие опасного действия блуждающих токов;

Сведения о дате включения защиты и данные об имевших место отключениях ЭХЗ;

Данные измерения поляризационного потенциала трубы и потенциала трубы при выключенной защите;

Состояние наружной поверхности трубы вблизи места повреждения, наличие и характер продуктов коррозии, количество и размеры повреждений и их расположение по периметру трубы.

При обнаружении высокой коррозионной агрессивности грунта или опасного действия блуждающих токов при шурфовом обследовании следует дополнительно определить коррозионную агрессивность грунта и наличие опасного действия блуждающих токов на расстоянии около 50 м по обе стороны от места повреждения по трассе трубопровода.

В заключении должна быть указана причина коррозии и предложены противокоррозионные мероприятия.

Возможная форма акта приведена в Приложении Ш.

4.8.3 Определение опасного действия блуждающих токов (по пп.4.2.16-4.2.24) на участках трубопроводов, ранее не требовавших ЭХЗ, проводится 1 раз в 2 года, а также при каждом изменении коррозионных условий.

4.8.4 Оценка коррозионной агрессивности грунтов (по п.п.4.2.1-4.2.8) по трассе трубопроводов, ранее не требовавших ЭХЗ, проводится 1 раз в 5 лет, а также при каждом изменении коррозионных условий.

4.8.5 На участках трубопровода, где произошло коррозионное повреждение, после его ликвидации целесообразно предусмотреть установку индикаторов коррозии (п.4.3.11 и Приложение О).

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение А

(Справочное)

ПЕРЕЧЕНЬ

нормативных документов, на которые имеются ссылки в настоящей инструкции

1. ГОСТ 9.602-89*. Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии. С учетом Изм. № 1.

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

3. ГОСТ 16336-77*. Композиции полиэтилена для кабельной промышленности. Технические условия.

4. ГОСТ 16337-77* Е. Полиэтилен высокого давления. Технические условия.

5. ГОСТ 9812-74. Битумы нефтяные. Методы определения водонасыщаемости.

6. ГОСТ 11506-73*. Битумы нефтяные. Метод определения температуры размягчения по кольцу и шару.

7. ГОСТ 11501-78*. Битумы нефтяные. Метод определения глубины проникновения иглы.

8. ГОСТ 11505-75*. Битумы нефтяные. Метод определения растяжимости.

9. ГОСТ 15836-79. Мастика битумно-резиновая изоляционная.

10. ГОСТ 2678-94. Материалы рулонные кровельные и гидроизоляционные. Методы испытаний.

11. ГОСТ 19907-83. Ткани электроизоляционные из стеклянных крученых комплексных нитей.

12. ГОСТ 12.4.011-89. ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация.

13. ГОСТ 6709-72. Вода дистиллированная.

14. ГОСТ 19710-83Е. Этиленгликоль. Технические условия.

15. ГОСТ 4165-78. Медь сернокислая 5-водная. Технические условия.

16. ГОСТ 5180-84. Грунты. Методы лабораторного определения физических характеристик.

17. ГОСТ 6456-82. Шкурка шлифовальная бумажная. Технические условия.

18. Правила безопасности в газовом хозяйстве (ПБ 12-245-98). М.: НПО ОБТ, 1999 г.

19. СНиП 11-01-95. Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений.

20. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). 6-е издание. М.: ЗАО ";Энерго";, 2000 г.

21. Правила эксплуатации электроустановок потребителей (ПЭЭП) Главэнергонадзора России.

22. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей (ПТБЭЭП) Главэнергонадзора России.

23. ТУ 1394-001-05111644-96. Трубы стальные с двухслойным покрытием из экструдированного полиэтилена.

24. ТУ 1390-003-01284695-00. Трубы стальные с наружным покрытием из экструдированного полиэтилена.

25. ТУ 1390-002-01284695-97. Трубы стальные с наружным покрытием из экструдированного полиэтилена.

26. ТУ 1390-002-01297858-96. Трубы стальные диаметром 89-530 мм с наружным антикоррозионным покрытием из экструдированного полиэтилена.

27. ТУ 1390-003-00154341-98. Трубы стальные электросварные и бесшовные с наружным двухслойным антикоррозионным покрытием на основе экструдированного полиэтилена.

28. ТУ 1390-005-01297858-98. Трубы стальные с наружным двухслойным защитным покрытием на основе экструдированного полиэтилена.

29. ТУ РБ 03289805.002-98. Трубы стальные диаметром 57-530 мм с наружным двухслойным покрытием на основе экструдированного полиэтилена.

30. ТУ 1394-002-47394390-99. Трубы стальные диаметром от 57 до 1220 мм с покрытием из экструдированного полиэтилена.

31. ТУ 1390-013-04001657-98. Трубы диаметром 57-530 мм с наружным комбинированным ленточно-полиэтиленовым покрытием.

32. ТУ 1390-014-05111644-98. Трубы диаметром 57-530 мм с наружным комбинированным ленточно-полиэтиленовым покрытием.

33. ТУ РБ 03289805.001-97. Трубы стальные диаметром 57-530 мм с наружным комбинированным ленточно-полиэтиленовым покрытием.

34. ТУ 4859-001-11775856-95. Трубы стальные с покрытием из полимерных липких лент.

35. ТУ 2245-004-46541379-97. Лента термоусаживающаяся двухслойная радиационномодифицированная ";ДОНРАД";.

36. ТУ 2245-002-31673075-97. Лента термоусаживающаяся двухслойная радиационномодифицированная ";ДРЛ";.

37. ТУ 2245-001-44271562-97. Лента защитная термоусаживающаяся ";Терма";.

38. ТУ РБ 03230835-005-98. Ленты термоусаживаемые двухслойные.

39. ТУ 8390-002-46353927-99. Полотно нетканое термоскрепленое техническое.

40. ТУ 8390-007-05283280-96. Полотно нетканое клееное для технических целей.

41. ТУ 2245-003-1297859-99. Лента полиэтиленовая для защиты нефте-газопроводов ";ПОЛИЛЕН";.

42. ТУ 2245-004-1297859-99. Обертка полиэтиленовая для защиты нефте-газопроводов ";ПОЛИЛЕН - ОБ";.

43. ТУ 38.105436-77 с Изм. № 4. Полотно резиновое гидроизоляционное.

44. ТУ 2513-001-05111644-96. Мастика битумно-полимерная для изоляционных покрытий подземных трубопроводов.

45. ТУ 2245-001-48312016-01. Лента полимерно-битумная на основе мастики ";Транскор"; - ЛИТКОР.

46. ТУ 2245-024-16802026-00. Лента ЛИАМ-М (модифицированная) для изоляции подземных газо- нефтепроводов.

47. ТУ 5775-002-32989231-99. Мастика битумно-полимерная изоляционная ";Транскор";.

48. ТУ 204 РСФСР 1057-80. Покрытие защитное битумно-атактическое от подземной коррозии стальных газовых и водопроводных сетей и емкостей хранения сжиженного газа.

Рабочая программа

7 Владимир 2005 г. 1 ПРЕДИСЛОВИЕ Целью дисциплины "Автоматизация систем... обнаружения скрытых (подземных ) утечек наружных... изношенных газопроводов». 9.13. Инструкция по защите городских трубопроводов от коррозии . РД 153 -39 .4-091 -01 9.14. ГОСТ 9.602 ...

Свод правил по проектированию и строительству проектирование и строительство газопроводов из металлических труб designing and construction of gas pipelines from metal pipes предисловие

Документ

05-27 ПРЕДИСЛОВИЕ 1 ... защиты подземных трубопроводов от коррозии ТУ... РД 153 -39 .4-091 -01 Инструкция по защите городских подземных газопроводов РД 12-411-01 Инструкция по подземных стальных газопроводов РД ...

Свод правил по проектированию и строительству проектирование и строительство газопроводов из металлических труб предисловие

Документ

27 ПРЕДИСЛОВИЕ 1 ... защиты подземных трубопроводов от коррозии ... 153 -39 .4-091 -01 Инструкция по защите городских подземных газопроводов S M12291 1200025080РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных азопроводов S РД ...

Саморегулируемая организация некоммерческое партнерство «объединение организаций осуществляющих подготовку проектной документации энергетических объектов сетей и подстанций «энергопроект»

Документ

Энергетики по состоянию на 01 .01 .2012 г. Содержание Предисловие Приложение... -98* Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии . 23 ... РД 34.03.211) Инструкция по технике безопасности при ведении крепежных работ в подземных ...