8.1 Les structures métalliques des canalisations principales (partie linéaire, canalisations technologiques in situ, réservoirs, câbles électriques, câbles de communication) sont soumises à une protection contre la corrosion sous l'influence des milieux naturels et technologiques et contre l'action des courants vagabonds.

8.2 Composition des équipements de protection structures métalliques contre la corrosion et les courants vagabonds comprennent :

Revêtements de protection (peintures et vernis, revêtements huile-bitume, films et matériaux polymères) ;

Dispositifs pour créer une polarisation cathodique sur les structures métalliques souterraines avec éléments d'accompagnement (mise à la terre des anodes, fils et câbles de connexion, cavaliers de connexion entre canalisations parallèles, colonnes de contrôle et de mesure, électrodes de référence, unités de protection des joints) ;

Stations de vidange (SDZ), lignes de câbles connexion à une source de courants vagabonds.

8.3 Pour garantir un fonctionnement efficace et fonctionnement fiable moyens de protection électrochimique, un service de production ECP est en cours d'organisation dans le cadre d'OAO Oil Trunk Pipelines.

8.4 La structure, la composition et l'équipement du service ECP sont déterminés par des règlements approuvés par le chef de l'OJSC MN.

8.5 Le Service ECP organise ses travaux conformément au calendrier PPR, aux exigences de GOST R 51164, GOST 9.602, PEEP et aux Règles de sécurité pour l'exploitation des installations électriques grand public et au Règlement sur le Service ECP et au présent Règlement.

8.6 Le groupe de qualification du personnel de maintenance doit se conformer aux exigences des Règles de Sécurité pour l'exploitation des installations électriques grand public.

8.7 Fréquence de vérification du fonctionnement des équipements ECP :

Deux fois par an dans les installations équipées de télécommande et dans les installations de protection sacrificielle ;

Deux fois par mois sur les installations non fournies télécommande;

Quatre fois par mois sur des installations situées dans des zones de courants vagabonds et non munies de télécommande.

8.8. Lors du contrôle du fonctionnement des installations ECP, les indicateurs suivants sont mesurés et enregistrés :

Tension et courant à la sortie du VSD, potentiel au point de drainage ;

La durée totale de fonctionnement du SCZ en charge et la consommation d'énergie active au cours de la période écoulée ;

Courant horaire moyen de drainage et potentiel de protection au point de drainage pendant la période de charge minimale et maximale de la source de courants vagabonds ;

Potentiel et courant au point de drainage des installations de bandes de roulement.

Ces indicateurs sont enregistrés dans le journal de fonctionnement des équipements ECP.

8.9 La mesure des potentiels de protection sur la canalisation principale à tous les points de contrôle et de mesure est effectuée deux fois par an. Dans ce cas, des mesures extraordinaires sont effectuées dans les zones où un changement s'est produit :

Schémas et modes de fonctionnement des équipements ECP ;

Modes de fonctionnement des sources de courant vagabond ;

Schémas de pose de structures métalliques souterraines (pose de nouvelles, démantèlement des anciennes).

8.10 La protection électrochimique doit assurer, pendant toute la durée de vie, une polarisation cathodique continue du pipeline sur toute sa longueur, au moins au minimum (moins 0,85 V) et au plus au maximum (moins 3,5 V) des potentiels de protection (Annexe E) .

8.11 La conception de nouvelles installations ECP ou la reconstruction d'installations ECP existantes sur l'oléoduc doit être réalisée en tenant compte des conditions de pose (d'exploitation) de l'oléoduc, des données sur l'activité corrosive des sols, de la durée de vie requise de la structure, des caractéristiques techniques et calculs économiques et exigences RD.

8.12 La mise en service des équipements ECP achevés par la construction (réparation) doit être effectuée conformément aux exigences spécifiées dans la section 2 du présent règlement.

8.13 Le délai de mise en marche des moyens de protection électrochimique à partir du moment où des sections de la canalisation souterraine sont posées dans le sol doit être minimal et ne pas dépasser un mois (pour les réparations et l'entretien courant, pas plus de 15 jours).

La protection contre le drainage doit être mise en service simultanément à la pose du tronçon de canalisation dans le sol, dans la zone d'influence des courants vagabonds.

8.14 La protection des structures métalliques des oléoducs contre l'action des composants agressifs du pétrole commercial et de l'eau produite, la protection contre la corrosion interne est assurée par le service ECP de l'OJSC MN.

8.15 Le contrôle de la sécurité des équipements ECP le long du tracé devrait être organisé et réalisé par le service d'exploitation de la partie linéaire du pipeline principal.

8.16 Sur les oléoducs existants, l'ouverture de l'oléoduc, le soudage de la cathode, des bornes de drainage et l'instrumentation doivent être effectués par le service d'exploitation de l'oléoduc.

8.17 Lors de la réparation d'un oléoduc avec remplacement de l'isolation, la restauration des points de connexion des équipements ECP (instruments, cavaliers, SCP, SDZ) à l'oléoduc doit être effectuée par l'organisme effectuant la réparation de l'isolation, en présence d'un représentant du service ECP.

8.18 Conclusion sur la nécessité de renforcer (réparer) l'équipement ECP avant de remplacer (réparer) complètement l'isolation du pipeline sur la base de mesures électrométriques, inspection visuelle l'état de la canalisation et de l'isolation dans les endroits les plus dangereux est délivré par le service ECP (si nécessaire, des représentants des organismes de recherche sont impliqués).

8.19 Après la pose et le remblayage des tronçons de construction ou de réparation terminés de la canalisation principale, le service ECP doit déterminer la continuité du revêtement isolant.

Si les demandeurs de dommages découvrent des défauts dans le revêtement, les zones présentant des défauts doivent être ouvertes et l'isolation réparée.

8.20 Pour surveiller l'état du revêtement protecteur et le fonctionnement des équipements ECP, chaque canalisation principale doit être équipée de points de contrôle et de mesure :

Sur chaque kilomètre d’oléoduc ;

Au moins 500 m lorsque l'oléoduc traverse une zone de courants vagabonds ou de présence de sols très corrosifs ;

A une distance de 3 diamètres de canalisation des points de drainage des installations ECP et des cavaliers électriques ;

Aux points de passage par voie d'eau et de transport des deux côtés de la frontière ;

Aux vannes ;

Aux intersections avec d'autres structures souterraines métalliques ;

Dans la zone des terres cultivées et irriguées (fossés, canaux, formations artificielles).

Avec un système de canalisations multilignes, l'instrumentation doit être installée sur chaque canalisation du même diamètre.

8.21 Des électrodes doivent être installées sur les MP nouvellement construits et reconstruits pour surveiller le niveau de potentiel de polarisation et déterminer le taux de corrosion sans protection.

8.22 Une inspection complète des oléoducs afin de déterminer l'état de la protection anticorrosion doit être effectuée dans les zones à haut risque de corrosion au moins une fois tous les 5 ans et dans les autres zones - au moins une fois tous les 10 ans conformément aux réglementations. documents.

8.23 Lors d'une inspection complète de la protection anticorrosion des canalisations, l'état du revêtement isolant (résistance d'isolation, endroits où sa continuité est rompue, modifications de ses propriétés physiques et mécaniques en cours de fonctionnement), le degré de protection électrochimique (la présence de potentiel de protection sur toute la surface du pipeline) et état corrosif(selon les résultats de l'électrométrie, piqûres).

8.24 Pour tous les MP dans les sections de pipelines présentant un risque de corrosion et dans les sections avec des valeurs minimales de potentiels de protection, des mesures supplémentaires des potentiels de protection doivent être effectuées à l'aide d'une électrode de référence externe, y compris en utilisant la méthode d'arrêt, en continu ou par incréments de non plus de 10 m, au moins un tous les 3 ans, pendant la période d'humidité maximale du sol, ainsi qu'en complément en cas de modifications des modes de fonctionnement des installations de protection cathodique et en cas de modifications liées au développement du système de protection électrochimique , les sources de courants vagabonds et le réseau canalisations souterraines afin d'évaluer le degré de protection cathodique et l'état de l'isolation des canalisations.

8.25 L'inspection anticorrosion doit être effectuée par les laboratoires de production d'ECP de l'OJSC MN ou par des organismes spécialisés agréés par Gosgortekhnadzor pour effectuer ces travaux.

8.26 Tous les dommages au revêtement protecteur découverts lors de l'inspection doivent être liés avec précision au tracé de l'oléoduc, pris en compte dans la documentation opérationnelle et réparés dans les délais prévus.

8.27 Protection électrochimique des gaines de pipelines pour automobiles et les chemins de fer réalisée par des installations de protection indépendantes (protecteurs). Pendant l'exploitation du pipeline, la surveillance de la présence de contact électrique entre le boîtier et le pipeline. S'il y a un contact électrique, il doit être éliminé.

8.28 La procédure d'organisation et d'exécution de la maintenance et de la réparation des équipements ECP est déterminée par la documentation réglementaire et technique, qui constitue la base documentaire de la maintenance et de la réparation des installations ECP.

Les travaux de maintenance et de réparation en cours des équipements ECP doivent être organisés et réalisés conformément à la documentation opérationnelle.

Les travaux de grosses réparations des équipements ECP doivent être organisés et réalisés conformément à la documentation de réparation et technique.

8.29 Le maintien de l'équipement ECP en conditions opérationnelles devrait comprendre :

Lors du contrôle technique périodique de tous les éléments structurels de l'ECP, des moyens sont disponibles pour une observation externe ;

En prenant des lectures d'instruments et en ajustant les potentiels ;

Dans la régulation en temps opportun et l'élimination des défauts mineurs.

8.30 Révision - réparations effectuées en cours d'exploitation pour garantir le fonctionnement des équipements ECP jusqu'à la prochaine réparation programmée et consistant à éliminer le dysfonctionnement et à restaurer complètement ou presque complètement la ressource technique de l'équipement ECP dans son ensemble, avec le remplacement ou la restauration de l'un quelconque de ses composants par leur ajustement et leur ajustement. La portée des réparations majeures doit inclure les travaux requis pour les réparations de routine.

8.31 Les stations cathodiques du réseau et les installations de drainage doivent être révisées dans des conditions stationnaires et les installations défaillantes doivent être remplacées le long du tracé. Pour ce faire, OJSC MN doit disposer d'un fonds d'échange d'installations.

8.32 Les installations de mise à la terre anodique et de protection, de protection et de drainage, ainsi que les lignes électriques doivent être réparées par les équipes ECP dans les conditions du parcours.

8.33 Les résultats de toute maintenance préventive programmée doivent être consignés dans les journaux et passeports appropriés des installations ECP.

8.34 Les normes relatives à la maintenance préventive et à la réparation programmées des équipements ECP sont indiquées à l'annexe G.

8.35 Le fonds de réserve des principaux appareils des services ECP de l'OJSC MN, effectuant les activités d'exploitation technique planifiées (y compris les réparations majeures) des appareils ECP devrait être le suivant :

Stations de protection cathodique - 10 % du nombre total de stations de protection cathodique dans la zone desservie, mais pas moins de cinq ;

Protecteurs de différents types pour installations de bande de roulement - 10 % du nombre total de protecteurs disponibles sur la piste, mais pas moins de 50 ;

Installations de drainage électriques de différents types - 20% de la quantité totale installations de drainage sur la zone desservie, mais pas moins de deux ;

Électrodes de différents types pour la mise à la terre des anodes des stations la protection cathodique- 10 % du nombre total d'électrodes de mise à la terre anodiques disponibles sur le site, mais pas moins de 50 ;

Blocs de protection commune - 10 % du nombre total de blocs disponibles sur le site, mais pas moins de cinq.

8.36 La documentation technique du service ECP doit inclure :

Projet ECP pour le principal oléoduc ;

Protocoles de mesure et d’essai d’isolation ;

Plan de travail du service ECP ;

Calendriers de PPR et de maintenance ;

Journal de fonctionnement de l'équipement ECP ;

Journal des échecs ECP ;

Journal de commande ;

Journaux de terrain du fonctionnement de SKZ et SDZ ;

Cartes annuelles des mesures potentielles le long des pipelines ;

Déclarations défectueuses pour l'équipement ECP ;

Dessins d'exécution pour la mise à la terre des anodes et les schémas de câblage ;

Instructions d'usine pour les produits ECP ;

Règlement sur le service ECP ;

Instructions de travail et de production ;

Instructions pour la tuberculose.

La documentation sur la surveillance de l'état de l'ECP et du revêtement protecteur doit être conservée pendant toute la période de fonctionnement de la pompe à huile.

Procédure de réception et de mise en service des dispositifs de protection électrochimique contre la corrosion

Les unités de protection électrochimique (ECP) sont mises en service après l'achèvement de la mise en service et des tests de stabilité pendant 72 heures.

Les installations de protection électrique sont mises en service par une commission composée de représentants des organismes suivants : le client ; conception (si nécessaire); construction; opérationnel, au solde duquel l'installation de protection électrique construite sera transférée ; bureaux « Podzemmétalzashchita » (services de protection) ; autorités locales de Rostechnadzor ; réseaux électriques urbains (ruraux).

Le client communique par téléphone les données de vérification de l'état de préparation des objets à la livraison aux organismes faisant partie du comité de sélection.

Le client présente au comité de sélection : un projet de dispositif de protection électrique ; certificats pour travaux de construction et d'installation; dessins et schémas conformes à l'exécution montrant la zone de couverture de l'installation de protection ; un certificat des résultats de la mise en place de l'installation de protection ; un certificat d'impact de l'installation de protection sur les ouvrages souterrains adjacents ; passeports d'appareils de protection électrique; agit pour la mise en service des installations de protection électrique ; autorisation de raccorder l'alimentation au réseau électrique ; documentation sur la résistance d'isolement et la propagation des câbles mise à la terre de protection.

Après avoir examiné la documentation exécutive comité de sélection vérifie l'exécution des travaux conçus - moyens et unités de protection électrique, y compris isolants connexions à bride, points de contrôle et de mesure, cavaliers et autres composants, ainsi que l'efficacité des installations de protection électrochimique. Pour ce faire, mesurez paramètres électriques potentiels des installations et des canalisations par rapport au sol dans la zone où, conformément au projet, est fixé le potentiel de protection minimum et maximum.

L'installation de protection électrique n'est mise en service qu'après signature par la commission du certificat de réception.

Si des écarts par rapport au projet ou une sous-exécution des travaux affectent l'efficacité de la protection ou contredisent les exigences opérationnelles, ils doivent alors être reflétés dans l'acte indiquant le délai pour leur élimination et leur soumission pour réacceptation.

Chaque installation acceptée se voit attribuer un numéro de série et un passeport spécial de l'installation de protection électrique est créé, dans lequel toutes les données des tests d'acceptation sont saisies.

Lors de la mise en service des brides isolantes, ils soumettent : la conclusion de l'organisme de conception pour l'installation des brides isolantes ; un schéma du tracé du gazoduc avec des références précises aux emplacements d'installation des brides isolantes (les références des brides isolantes peuvent être données sur un croquis séparé) ; passeport d'usine de la bride isolante (si celle-ci a été reçue de l'usine).

La réception en service des brides isolantes est délivrée avec un certificat. Les brides isolantes acceptées pour l'exploitation sont enregistrées dans un journal spécial.

Lors de l'acceptation des cavaliers électriques de dérivation pour le fonctionnement, ils fournissent une conclusion de l'organisme de conception sur l'installation du cavalier électrique avec une justification de son type ; dessin tel que construit cavaliers sur les structures souterraines avec référence aux emplacements d'installation ; agir sur travail caché en référence au respect de la conception du cavalier électrique.

Lors de la mise en service des conducteurs de contrôle et des points de contrôle et de mesure, ils soumettent un plan d'exécution avec références, un acte de travaux cachés faisant référence au respect de la conception des conducteurs de contrôle et des points de contrôle et de mesure.

Mesures électriques sur un gazoduc

Des mesures de corrosion électrique sur les canalisations souterraines en acier sont effectuées pour déterminer le degré de danger de corrosion électrochimique des canalisations souterraines et l'efficacité de la protection électrochimique.

Des mesures de corrosion sont effectuées lors de la conception, de la construction et de l'exploitation de la protection anticorrosion des canalisations souterraines en acier. Les indicateurs de l'activité de corrosion des sols par rapport à l'acier sont donnés dans le tableau 1.

Tableau 1

Indicateurs de l'activité de corrosion des sols par rapport à l'acier

Le critère de risque de corrosion provoquée par les courants vagabonds est la présence d'une différence de potentiel positive ou alternative entre la canalisation et le sol (anode ou zone alternée). Le risque de corrosion des canalisations souterraines par courants vagabonds est évalué sur la base de mesures électriques. Le principal indicateur déterminant le risque de corrosion des canalisations souterraines en acier sous l'influence de courant alternatif transport électrifié, est le déplacement de la différence de potentiel entre le pipeline et le sol dans côté négatif au moins 10 mV par rapport au potentiel standard du pipeline.

La protection des canalisations souterraines en acier contre la corrosion du sol et la corrosion causée par les courants vagabonds est réalisée en les isolant du contact avec le sol environnant et en limitant la pénétration des courants vagabonds de l'environnement et par la polarisation cathodique du métal du pipeline.

Pour réduire l'influence de la corrosion, choisissez rationnellement le tracé du pipeline et utilisez également Divers types revêtements isolants et des méthodes spéciales de pose de gazoducs.

Le but des mesures de corrosion lors de la conception de la protection des canalisations souterraines nouvellement construites est d'identifier les sections de tracés dangereuses en termes de corrosion souterraine. Parallèlement, l'activité corrosive du sol et les valeurs des courants vagabonds dans le sol sont déterminées.

Lors de la conception de la protection des canalisations posées dans le sol, des mesures de corrosion sont effectuées afin d'identifier les zones situées dans des zones de danger de corrosion provoquées par l'agressivité du sol ou l'influence de courants vagabonds. L'activité corrosive du sol est déterminée en mesurant la différence de potentiel entre le pipeline et le sol, ainsi qu'en déterminant la valeur et la direction du courant dans le pipeline.

Les mesures de corrosion lors de la construction de canalisations souterraines sont divisées en deux groupes : celles réalisées lors des travaux d'isolation et d'installation et celles réalisées lors des travaux d'isolation et d'installation. travaux d'installation et mise en place d'une protection électrochimique. Lors des travaux d'installation et de réglage de la protection électrochimique, des mesures sont effectuées pour déterminer les paramètres des installations de protection électrochimique et contrôler l'efficacité de leur fonctionnement.

Dans un réseau de gazoducs existants, des mesures de potentiel sont réalisées dans les zones d'action des moyens de protection électrique des ouvrages souterrains et dans les zones d'influence des sources de courants vagabonds deux fois par an, ainsi qu'après chaque changement significatif des conditions de corrosion ( mode de fonctionnement des installations de protection électrique, systèmes d'alimentation électrique des transports électrifiés). Les résultats des mesures sont enregistrés dans des diagrammes cartographiques des canalisations souterraines. Dans d'autres cas, les mesures sont effectuées une fois par an.

La résistivité du sol est déterminée à l'aide d'instruments de mesure spéciaux M-416, F-416 et EGT-1M.

Pour mesurer la tension et le courant lors des mesures de corrosion, des instruments indicateurs et enregistreurs sont utilisés. Les voltmètres sont utilisés avec une résistance interne d'au moins 20 Ohms par 1 V. Lors des mesures de corrosion, des électrodes de sulfate de cuivre non polarisantes sont utilisées.

L'électrode non polarisante au sulfate de cuivre EN-1 est constituée d'une coupelle en céramique poreuse et d'un couvercle en plastique dans lequel est vissée une tige de cuivre. Un trou est percé dans la partie supérieure de la tige de cuivre pour fixer un bouchon. Une solution saturée est versée dans le plan intérieur de l'électrode sulfate de cuivre. La résistance des électrodes ne dépasse pas 200 Ohms. Deux électrodes sont généralement placées dans le boîtier.

L'électrode de référence de sulfate de cuivre non polarisante NN-SZ-58 (Fig. 1) est constituée d'un corps non métallique 3 avec diaphragme poreux en bois 5 , attaché au corps avec un anneau 4 . Au sommet du récipient par un bouchon en caoutchouc 1 la tige de cuivre passe 2 ayant une pince (écrou avec rondelles) à l'extrémité extérieure pour connecter le fil de connexion.

Fig. 1. Électrode de référence en sulfate de cuivre non polarisante NN-SZ-58 :

1 - bouchon de caoutchouc; 2 - tige de cuivre; 3 - cadre; 4 - anneau; 5 - ouverture

L'électrode de référence portable en sulfate de cuivre non polarisante MEP-AKH se compose d'un corps en plastique avec un fond en céramique poreuse et d'un capuchon à vis dans lequel est enfoncée une électrode en cuivre. L'électrode est libérée avec diverses formes fond poreux - plat, conique ou hémisphérique. Les matériaux à partir desquels les électrodes MEP-AKH sont fabriquées et l'électrolyte qui y est versé permettent d'effectuer des mesures à des températures allant jusqu'à -30 °C. L'électrolyte est constitué de deux parties d'éthylène glycol et de trois parties d'eau distillée. Pendant la saison chaude, un électrolyte provenant d'une solution saturée ordinaire de sulfate de cuivre peut être utilisé dans les électrodes.

Les électrodes en acier sont une tige de 30 à 35 cm de long et de 15 à 20 mm de diamètre. L'extrémité de l'électrode, enfoncée dans le sol, est affûtée en forme de cône. À une distance de 5 à 8 cm de l'extrémité supérieure, l'électrode est percée et un boulon avec un écrou est enfoncé dans le trou pour connecter les instruments de mesure.

Électrode de sulfate de cuivre non polarisante longue durée d'action avec un capteur de potentiel électrochimique est utilisé comme électrode de référence lors de la mesure de la différence de potentiel entre le pipeline et le sol, ainsi que le potentiel polarisé d'un pipeline en acier protégé par la méthode de polarisation cathodique.

9.11. Les résultats de mesure obtenus de la première étape, prenant en compte les mesures sur les communications adjacentes, sont analysés et des décisions sont prises pour ajuster les modes de fonctionnement des installations de protection.

9.12. S'il est nécessaire de modifier les modes de fonctionnement de l'ECP, les mesures sont répétées en tous points situés dans les zones de couverture des installations de protection aux modes de fonctionnement modifiés.

9.13. Des ajustements aux modes de fonctionnement de l'ECP peuvent être effectués à plusieurs reprises jusqu'à ce que les résultats souhaités soient obtenus.

9.14. En fin de compte, les courants de protection minimaux possibles doivent être installés dans les installations de protection, auxquels les potentiels de protection à tous les points de mesure sont atteints au niveau des structures protégées. valeur absolue pas inférieur au minimum autorisé et pas supérieur au maximum autorisé.

9h15. Les modes de fonctionnement définitivement établis des installations de protection doivent être convenus avec tous les organismes disposant d'ouvrages souterrains dans les zones d'exploitation des installations installées, qu'ils confirment dans leurs conclusions (certificats).

9.16. Dans les cas où, lors des travaux de mise en service, il n'est pas possible d'atteindre les potentiels de protection requis à tous les points de mesure des structures protégées, l'organisme de mise en service, en collaboration avec les organismes de conception et d'exploitation, élabore une liste de mesures supplémentaires nécessaires et l'envoie au client de prendre les mesures appropriées.

9.17. Jusqu'à ce que des mesures supplémentaires soient mises en œuvre, la zone protection efficace les structures souterraines restent réduites.

9.18. Les travaux de mise en service sont complétés par l'établissement d'un rapport technique de mise en service des installations ECP, qui doit comprendre :

Tous les détails sur :

1) les structures souterraines protégées et adjacentes ;
2) les sources existantes de courants vagabonds ;
3) critères de risque de corrosion ;
4) sur les installations ECP construites et précédemment exploitées (le cas échéant) ;
5) cavaliers électriques installés sur les structures ;
6) instruments existants et nouvellement construits ;
7) connexions électriquement isolantes ;

Des informations complètes sur les travaux effectués et leurs résultats ;
- un tableau avec les paramètres de fonctionnement définitivement établis des installations ECP ;
- tableau des potentiels des ouvrages protégés dans les modes de fonctionnement finalement établis des installations ECP ;
- les certificats (conclusions) des propriétaires des structures adjacentes ;
- conclusion sur la mise en place des installations ECP ;
- des recommandations de mesures supplémentaires pour protéger les structures souterraines de la corrosion.

10. Procédure de réception et de mise en service des installations de protection électrochimique

10.1. Les installations ECP sont mises en service après l'achèvement de la mise en service et des tests de stabilité pendant 72 heures.

10.2. Les installations ECP sont mises en service par une commission qui comprend des représentants des organismes suivants : le client ; conception (si nécessaire); construction; opérationnel, au solde duquel l'installation ECP terminée sera transférée ; entreprises de protection contre la corrosion (services de protection); les organismes du Gosgortekhnadzor de Russie, les organismes de surveillance nationale de l'énergie de Russie (si nécessaire) ; réseaux électriques urbains (ruraux).

10.3. Le client communique les données relatives à la vérification de l'état de préparation des objets à livrer aux organisations faisant partie du comité de sélection au moins 24 heures à l'avance.

10.4. Le client présente au comité de sélection : un projet d'installation d'un ECP et les documents précisés en annexe U.

10.5. Après avoir examiné la documentation conforme à l'exécution et le rapport technique sur travaux de mise en service Le comité de sélection vérifie de manière sélective la mise en œuvre des travaux conçus - équipements et unités ECP, y compris les connexions à brides isolantes, les points de contrôle et de mesure, les cavaliers et autres unités, ainsi que l'efficacité des installations ECP. Pour ce faire, mesurez les paramètres électriques des installations et les potentiels des canalisations dans les zones où, conformément à la conception, le potentiel de protection minimum et maximum est fixé, et lors de la protection uniquement contre les courants vagabonds, l'absence de potentiels positifs est assurée.
Les installations ECP qui ne respectent pas les paramètres de conception ne doivent pas être acceptées.

10.6. L'installation ECP n'est mise en service qu'après que la commission a signé le certificat de réception.
Si nécessaire, l'ECP peut être acceptée à opération temporaire sur un pipeline inachevé.
Une fois la construction terminée, l'ECP est soumis à une nouvelle réception pour une exploitation permanente.

10.7. Lors de l'acceptation d'ECP sur les canalisations des réseaux de chaleur installation sans canal restés dans le sol depuis plus de 6 mois, il est nécessaire de vérifier leur état technique et, en cas de dégâts, de fixer un délai pour leur élimination.

10.8. Chaque installation ECP acceptée se voit attribuer un numéro de série et un passeport d'installation spécial est créé, dans lequel toutes les données des tests d'acceptation sont saisies (voir Annexe F).

11. Fonctionnement des installations ECP

11.1. Le contrôle opérationnel des installations ECP comprend une inspection technique périodique et une vérification de leur efficacité de fonctionnement.
Sur chaque installation de protection il est nécessaire de disposer d'un journal de contrôle dans lequel sont enregistrés les résultats de l'inspection et des mesures (voir annexe X).

11.2. La maintenance des installations ECP pendant l'exploitation doit être effectuée conformément au calendrier des contrôles techniques et de la maintenance préventive programmée. Le calendrier des contrôles préventifs et des maintenances programmées doit comprendre une définition des types et des volumes de contrôles techniques et travaux de réparation, le calendrier de leur mise en œuvre, les instructions pour organiser la comptabilité et le reporting sur les travaux effectués.
L'objectif principal des inspections préventives et de la maintenance programmée est de maintenir les installations de protection ECP dans un état de pleine fonctionnalité, afin d'éviter leur usure et leur défaillance prématurées.

11.3. Le contrôle technique comprend :

Inspection de tous les éléments de l'installation afin d'identifier les défauts extérieurs, vérification de l'étanchéité des contacts, de la bonne installation, de l'absence de dommages mécaniques éléments individuels, absence de traces de brûlures et de signes de surchauffe, absence d'excavations le long du tracé des câbles de drainage et des mises à la terre des anodes ;
- vérifier le bon fonctionnement des fusibles (le cas échéant) ;
- nettoyer le boîtier du drain et du convertisseur cathodique, le boîtier de protection des joints à l'extérieur et à l'intérieur ;
- mesure du courant et de la tension à la sortie du convertisseur ou entre anodes galvaniques (protecteurs) et canalisations ;
- mesurer le potentiel de la canalisation au point de raccordement de l'installation ;
- faire une inscription dans le journal d'installation des résultats des travaux effectués.

11.4. Un contrôle technique pour vérifier l'efficacité de la protection comprend :

Tous travaux de contrôle technique ;
- mesurer les potentiels à des points de référence fixés en permanence.

11.5. Entretien comprend :

Tous les travaux d'inspection technique sont accompagnés de tests de performances ;
- mesure de la résistance d'isolement des câbles électriques ;

SOCIÉTÉ PUBLIQUE

SOCIÉTÉ PAR ACTION
SUR LE TRANSPORT PÉTROLIER "TRANSNEFT"

JSC AK TRANSNEFT

TECHNOLOGIQUE
RÈGLEMENTS

RÈGLES DE CONTRÔLE ET DE COMPTABILITÉ DES TRAVAUX
PROTECTION ÉLECTROCHIMIQUE
COMMUNICATIONS SOUTERRAINES CONTRE LA CORROSION

Moscou 2003

Les réglementations élaborées et approuvées par JSC AK Transneft établissent des exigences obligatoires à l'échelle de l'industrie pour l'organisation et l'exécution des travaux dans le domaine du transport par oléoducs principaux, ainsi que exigences obligatoires documenter les résultats de ce travail.

Des réglementations (normes d'entreprise) sont élaborées dans le système de JSC AK Transneft pour garantir la fiabilité, la sécurité industrielle et environnementale des principaux oléoducs, la réglementation et l'établissement d'une interaction uniforme entre les divisions de la société et JSC MN lors de la réalisation de travaux sur les principaux oléoducs. activités de production tant entre elles qu'avec les sous-traitants, les autorités de surveillance de l'État, ainsi que l'unification de l'application et de l'exécution obligatoire des exigences des lois fédérales et normes de l'industrie, règles et autres documents réglementaires.

RÈGLES DE CONTRÔLE ET DE COMPTABILITÉ DE LA PROTECTION ÉLECTROCHIMIQUE DES COMMUNICATIONS SOUTERRAINES CONTRE LA CORROSION

1. OBJECTIF DU DÉVELOPPEMENT

La tâche principale du développement est d'établir ordre uniforme contrôle et comptabilité du fonctionnement des équipements ECP au niveau de l'OJSC MN et de ses divisions de production afin de :

Surveiller l'efficacité des installations de protection cathodique, la sécurité de l'oléoduc et prendre en temps opportun des mesures pour éliminer les dysfonctionnements des équipements ECP et ajuster les modes de fonctionnement ;

Comptabilisation des temps d'arrêt de l'ECP pendant la période inter-contrôles ;

Évaluation générale du niveau de fiabilité et analyse structurelle des défaillances ;

Évaluer la qualité du travail des services exploitant les installations ECP, en termes d'augmentation de la fiabilité de fonctionnement et d'élimination rapide des pannes des installations ECP et des lignes d'alimentation électrique ;

Élaboration et mise en œuvre de mesures visant à améliorer la fiabilité des dispositifs de protection électrique et des lignes d'alimentation électrique.

2. CONTRÔLE ET COMPTABILITÉ DES TRAVAUX ECP

2.1. Une personne chargée du suivi et de la comptabilité de l'exploitation des installations ECP est désignée parmi le personnel du service d'exploitation des équipements ECP de l'unité.

2.2. Le contrôle du fonctionnement des équipements ECP et de l'efficacité de la protection le long du parcours est effectué :

Avec du personnel d'exploitation visitant la piste ;

Utilisation de moyens de télécommande (télémécanique linéaire).

2.3. Le suivi du fonctionnement des équipements ECP par télémécanique linéaire est effectué quotidiennement par la personne chargée du suivi et de la comptabilité des équipements ECP. Données de contrôle : la valeur du courant du rms (sdz), la valeur de la tension en sortie du sdz, la valeur du potentiel de protection au point de drainage du sdz (sdz) sont enregistrées responsable dans le journal de fonctionnement de l'équipement ECP.

2.4. Surveillance du fonctionnement des stations de protection cathodique (CPS)

2.4.1. Le suivi du fonctionnement du VCS en voie est assuré par :

Deux fois par an dans les VCS dotés d'une surveillance à distance, qui permet de surveiller les paramètres VCS spécifiés au paragraphe ;

Deux fois par mois dans les VHC non équipées de télécommande ;

Quatre fois par mois dans les SCP non équipés de télécommande, dans la zone des courants vagabonds.

2.4.2. Lors du contrôle des paramètres de protection cathodique, les opérations suivantes sont effectuées :

Effectuer des relevés de courant et de tension en sortie des stations de protection cathodique ;

Prendre les relevés des instruments de la durée totale de fonctionnement sous charge du SPS et les relevés du compteur d'électricité actif ;

2.4.3. Sous contrôle état technique SKZ produit :

Nettoyer le boîtier VCS de la poussière et de la saleté ;

Vérifier l'état des clôtures et des panneaux de sécurité électrique ;

Remettre en forme le territoire du VHC.

2.4.4. La durée de fonctionnement du SKZ pour la période inter-contrôle selon les relevés du compteur de temps de fonctionnement est déterminée comme la différence entre les relevés du compteur au moment du contrôle et les relevés au moment du test précédent du SKZ.

2.4.5. La durée de fonctionnement du SCP selon les relevés du compteur d'énergie active est déterminée comme le rapport de la quantité d'électricité consommée pendant la période d'intercontrôle à la consommation électrique quotidienne moyenne de la période d'intercontrôle précédente.

2.4.6. Le temps d'arrêt du VCS est déterminé comme la différence entre le temps entre la période de contrôle et la durée de fonctionnement du VCS.

2.4.7. Les données permettant de surveiller les paramètres, l'état et les temps d'arrêt du VCS sont saisies dans le journal des opérations sur le terrain.

2.4.7. Séparément, les données sur le temps d'arrêt de l'ECP sont saisies dans le journal des pannes de l'équipement ECP.

2.5. Surveillance du fonctionnement des stations de drainage protection (SDZ)

2.5.1. Le suivi du fonctionnement de la SDZ avec accès à l'autoroute est assuré par :

Deux fois par an dans les SDZ équipées d'une télécommande permettant de surveiller les paramètres spécifiés au paragraphe ;

Quatre fois par mois dans les SDZ non équipées de télécommande.

2.5.2. Lors de la surveillance des paramètres de protection du drainage :

Mesure du courant horaire moyen de drainage pendant la période de charges maximales et minimales de la source de courants vagabonds ;

Mesures du potentiel de protection au point de drainage.

2.5.3. Lors du contrôle de l'état technique du SDZ, les opérations suivantes sont effectuées :

Inspection externe de tous les éléments de l'installation afin de détecter les défauts visibles et les dommages mécaniques ;

Vérification des connexions de contact ;

Nettoyer le boîtier SDZ de la poussière et de la saleté ;

Vérification de l'état de la clôture SDZ ;

Remettre en forme le territoire de la SDZ.

2.5.4. Les paramètres surveillés et les pannes de la SDZ sont enregistrés dans le journal de terrain de l'opération SDZ. Les pannes SDZ sont également enregistrées dans le journal des pannes des équipements ECP.

2.6. Suivi du fonctionnement des installations protection de la bande de roulement

2.6.1. Le fonctionnement des installations de protection de la bande de roulement est contrôlé deux fois par an.

2.6.2. En même temps, ils produisent :

Mesurer la force actuelle de l'installation du protecteur ;

Mesure du potentiel de protection au point de drainage de l'installation du protecteur.

2.6.3. Lors du contrôle de l'état technique de l'installation de la bande de roulement, les opérations suivantes sont effectuées :

- vérifier la présence et l'état des points de contrôle et de mesure aux points de raccordement des protecteurs à l'oléoduc ;

Vérification des connexions des contacts.

2.6.4. Les données de surveillance des installations de protection sont inscrites dans le passeport de l'installation de projecteurs.

2.7. Contrôle de sécurité des oléoducs en général, elles sont réalisées par des mesures saisonnières des potentiels de protection aux points de contrôle et de mesure le long du tracé de l'oléoduc.

2.7.1. Les mesures sont effectuées au moins deux fois par an pendant la période d'humidité maximale du sol :

2.7.2. Il est permis de prendre des mesures une fois par an si :

Une surveillance à distance des installations ECP est réalisée ;

Le potentiel de protection est surveillé au moins une fois tous les 3 mois aux points de la canalisation les plus dangereux pour la corrosion (ceux avec le potentiel de protection le plus faible) situés entre les installations ECP.

Si la période de positif températures quotidiennes moyennes au moins 150 jours par an.

2.7.3. Dans des endroits dangereux pour la corrosion, déterminés conformément à la clause 6.4.3. , il est nécessaire d'effectuer une surveillance de sécurité en mesurant le potentiel de protection par la méthode des électrodes déportées au moins une fois tous les 3 ans selon un planning de mesures préétabli.

3. ENREGISTREMENT DES RÉSULTATS DU CONTRÔLE.
ANALYSE DE LA FIABILITÉ DES ÉQUIPEMENTS ECP

3.1. Sur la base des résultats du suivi du fonctionnement de l'ECP par les divisions de l'OJSC MN :

3.1.1. Chaque mois, avant le 5ème jour suivant le mois de reporting, un rapport sur les pannes des équipements ECP est soumis à l'OJSC MN (formulaire).

3.1.2. Trimestriellement au plus tard le 5ème jour suivant le quart du mois :

Le taux d'utilisation des installations de protection cathodique est déterminé, ce qui donne une caractéristique intégrale de la fiabilité des équipements ECP et est défini comme le rapport de la durée totale de fonctionnement de toutes les installations de protection cathodique à la durée de fonctionnement standard du trimestre. Les données sont saisies dans le formulaire ;

Une analyse des causes de pannes des équipements ECP est réalisée en fonction des données du formulaire ;

Des mesures sont déterminées pour éliminer rapidement le plus raisons courantes les défaillances au cours des périodes d'exploitation ultérieures ;

Le formulaire de comptabilisation totale des temps d'arrêt est rempli (formulaire ), le nombre de VAC en panne depuis plus de 80 heures par trimestre est déterminé ;

Conformément à la clause 6.4.5, la sécurité temporelle de chaque oléoduc est déterminée.

Conformément à la clause 6.4.5, la sécurité de chaque oléoduc sur toute sa longueur est déterminée ;

Pour une évaluation générale de l'efficacité de l'élimination des pannes, le temps d'arrêt moyen pour un VCS est déterminé (le rapport entre le temps d'arrêt total du VCS et le nombre de VCS défaillants) ;

Le nombre de VHC restés inactifs plus de 10 jours par an est déterminé (formulaire).

3.2. Sur la base des résultats des données présentées par les divisions par le service ECP de l'OJSC MN :

3.2.1. Chaque mois, avant le 10ème jour, une analyse des violations dans le fonctionnement des équipements électriques avec des données sur les pannes du SCP est envoyée à Transneft AK ;

3.2.2. Trimestriellement, avant le 10ème jour suivant le quart du mois, est déterminé en général pour les oléoducs de l'OJSC :

Facteur d'utilisation des installations de protection cathodique (formulaire) ;

Analyse des causes des échecs (formulaire) ;

Nombre de VHC restées inactives plus de 80 heures par trimestre (formulaire) ;

La sécurité des oléoducs se détermine au fil du temps.

La sécurité des oléoducs est déterminée par leur longueur ;

Le temps d'arrêt moyen d'un VCS est déterminé ;

Nombre de VCS restés inactifs pendant plus de 10 jours par an.

3.3. Chaque année, JSC VMN développe des événements pour visant à accroître la fiabilité des équipements ECP et sont inclus dans le plan de réparation et de reconstruction des immobilisations.

4.7 FONCTIONNEMENT DES UNITÉS DE PROTECTION ÉLECTROCHIMIQUE

4.7.1 Lors de l'exploitation des installations ECP, des contrôles techniques périodiques et une vérification de leur efficacité de fonctionnement doivent être effectués.

Chaque installation de protection doit disposer d'un journal de contrôle dans lequel sont enregistrés les résultats du contrôle et des mesures.

4.7.2 La maintenance des installations ECP pendant l'exploitation doit être effectuée conformément au calendrier des contrôles techniques et de la maintenance préventive programmée. Le calendrier des contrôles techniques et de la maintenance préventive doit comprendre une définition des types et volumes de contrôles et de travaux de réparation, le calendrier de leur mise en œuvre, des instructions pour l'organisation de la comptabilité et du reporting sur les travaux effectués.

L'objectif principal des travaux est de maintenir les installations de protection ECP dans un état de pleine fonctionnalité, afin d'éviter leur usure et leur défaillance prématurées.

4.7.3 L'inspection technique comprend :

Inspection de tous les éléments de l'installation afin d'identifier les défauts extérieurs, vérifier la densité des contacts, l'état de fonctionnement de l'installation, l'absence de dommages mécaniques aux éléments individuels, l'absence de brûlures et de signes de surchauffe, l'absence d'excavations sur le tracé des câbles de drainage et mise à la terre des anodes ;

Vérification du bon fonctionnement des fusibles ;

Nettoyage du boîtier du drain et du convertisseur cathodique, du bloc de protection des joints extérieur et intérieur ;

Mesurer le courant et la tension à la sortie du convertisseur ou entre l'anode galvanique (protecteur) et le tuyau ;

Mesurer la polarisation ou le potentiel total de la canalisation au point de raccordement de l'installation ;

Faire une entrée dans le journal d'installation sur les résultats des travaux effectués.

4.7.4 Les réparations en cours comprennent :

Mesurer la résistance d'isolement des câbles électriques ;

Une ou deux des réparations suivantes : lignes électriques (jusqu'à 20% de la longueur), bloc redresseur, boîtier de commande, unité de mesure, boîtier d'installation et unités de fixation, câble de drainage (jusqu'à 20 % de la longueur), dispositif de contact du circuit de mise à la terre de l'anode, circuit de mise à la terre de l'anode (moins de 20 %).

4.7.5 Rénovation majeure comprend :

Tous travaux de contrôle technique ;

Plus de deux réparations énumérées au paragraphe 4.7.4, ou des réparations d'un montant supérieur à 20 % - ligne électrique, câble de drainage, circuit de mise à la terre de l'anode.

4.7.6 Réparations imprévues - un type de réparation provoqué par une panne d'équipement et non prévu plan annuel réparation.

La panne de l'équipement doit être consignée dans un rapport d'urgence, qui indique les causes de l'accident et les défauts à éliminer.

Contrôle technique - 2 fois par mois pour la cathode, 4 fois par mois - pour les installations de drainage et 1 fois tous les 6 mois - pour les installations protection galvanique(en l'absence de moyens de commande télémécaniques). Si des moyens de contrôle télémécanique sont disponibles, le calendrier des contrôles techniques est fixé par la direction de l'organisme exploitant, en tenant compte des données sur la fiabilité des dispositifs télémécaniques ;

Réparations en cours - une fois par an ;

Réparations majeures - selon les conditions d'exploitation (environ une fois tous les 5 ans).

4.7.8 Afin d'effectuer rapidement des réparations imprévues et de réduire les interruptions de fonctionnement des ECP dans les organismes exploitant des appareils ECP, il est conseillé de disposer d'un fonds de réserve de convertisseurs pour la protection cathodique et de drainage à raison de 1 convertisseur de réserve pour 10 en fonctionnement. ceux.

4.7.9 Lors de la vérification des paramètres de protection électrique de drainage, le courant de drainage est mesuré, l'absence de courant dans le circuit de drainage est établie lorsque la polarité de la canalisation par rapport aux rails change, le seuil de réponse de drainage est déterminé (s'il y a un relais dans le circuit de drainage ou circuit de commande), ainsi que la résistance dans le circuit électrique de drainage.

4.7.10 Lors de la vérification des paramètres de fonctionnement de la station cathodique, le courant de protection cathodique, la tension aux bornes de sortie de la station cathodique et le potentiel de la canalisation au niveau du dispositif de contact sont mesurés.

4.7.11 Lors de la vérification des paramètres d'installation de la protection galvanique, mesurer :

1) intensité du courant dans le circuit anode galvanique (GA) - structure protégée ;

2) différence de potentiel entre l'HA et le tuyau ;

3) potentiel de pipeline au point de connexion du HA avec le HA connecté.

4.7.12 L'efficacité des ECP est vérifiée au moins 2 fois par an (avec un intervalle d'au moins 4 mois), ainsi que lors de la modification des paramètres de fonctionnement des installations ECP et lorsqu'il y a des changements dans les conditions de corrosion associés à :

Pose de nouvelles structures souterraines ;

Modification de la configuration des réseaux gaziers et ferroviaires dans la zone de protection ;

Installation d'ECP sur les communications adjacentes.

4.7.13 L'efficacité de l'ECP des canalisations souterraines en acier est contrôlée par le potentiel de polarisation ou, s'il n'est pas possible de le mesurer, par le potentiel total de la canalisation au point de raccordement de l'installation ECP et aux limites du zones de protection qu’il crée. Pour se connecter au pipeline, des points de contrôle et de mesure, des entrées dans les bâtiments et d'autres éléments de pipeline disponibles pour les mesures peuvent être utilisés. Il ne doit y avoir aucune connexion à brides ou électriquement isolante sur le pipeline jusqu'au point de connexion à moins que des cavaliers électriques n'y soient installés.

4.7.14 Le potentiel de polarisation des canalisations en acier est mesuré sur des équipements d'instrumentation fixes équipés d'une électrode de référence à long terme en sulfate de cuivre avec un capteur de potentiel - électrode auxiliaire (VE, Fig. 4.7.1), ou sur des instruments non stationnaires utilisant un électrode de référence portable en sulfate de cuivre avec capteur de potentiel - électrode auxiliaire (VE, Fig. 4.7.2).

Fig. 4.7.1 Schéma de mesure du potentiel de polarisation sur un instrument stationnaire

1 - canalisation ; 2 - conducteurs de commande ; 3 - type d'appareil 43313.1 ; 4 - électrode de référence stationnaire en sulfate de cuivre ; 5 - capteur de potentiel.

Note:

Fig. 4.7.2 Schéma de mesure du potentiel de polarisation sur des instruments non stationnaires

1 - canalisation ; 2 - capteur de potentiel ; 3 - électrode de référence portable en sulfate de cuivre ; 4 - type d'appareil 43313.1

Note:

Lors de l'utilisation d'un appareil de type PKI-02, le conducteur du pipeline est connecté à la borne correspondante de l'appareil.

4.7.15 Pour mesurer le potentiel de polarisation sur des instruments non stationnaires, on utilise un HE et une électrode de référence portable en sulfate de cuivre, installés lors des mesures dans une fosse spéciale.

La préparation de la fosse et l'installation du VE s'effectuent dans l'ordre suivant :

Au point de mesure prévu (où il est possible de se connecter au pipeline), l'emplacement du pipeline est déterminé à l'aide d'un outil de recherche d'itinéraire ou à l'aide de références sur le plan de tracé du pipeline.

Au-dessus du pipeline ou le plus près possible de celui-ci, dans un endroit où il n'y a pas de revêtement de la route faire une fosse d'une profondeur de 300 à 350 mm et d'un diamètre de 180 à 200 mm.

Le capteur (SE) et l'électrode de référence portable doivent être installés à une distance d'au moins 3 h des tubes de vannes hydrauliques, des collecteurs de condensats et des tubes de commande ( h- distance de la surface de la terre à génératrice supérieure pipeline).

Avant l'installation dans le sol, le VE est nettoyé avec du papier de verre (GOST 6456-82) avec une granulométrie de 40 ou moins et essuyé à sec. Tout d'abord, les inclusions solides de taille supérieure à 3 mm doivent être retirées de la partie du sol prélevée au fond de la fosse et en contact avec l'explosif. Une couche de terre de 30 mm d'épaisseur est versée sur le fond nivelé de la fosse. Ensuite le VE est posé surface de travail vers le bas et remplissez-le de terre jusqu'à un niveau de 60 à 80 mm du fond de la fosse. Le sol au-dessus du VE est compacté avec une force de 3 à 4 kg par zone du VE. Une électrode de référence portable est installée sur le dessus et recouverte de terre. Avant l'installation, l'électrode de référence portable est préparée conformément à la clause 4.2.12. En présence de précipitations, des mesures sont prises pour empêcher l'humidité du sol et la pénétration de l'humidité dans la fosse.

4.7.16 Pour mesurer le potentiel de polarisation, utiliser des instruments dotés d'un disjoncteur de courant (par exemple, type 43313.1 ou PKI-02).

Le disjoncteur de courant assure une connexion alternée de l'EC à la canalisation et au circuit de mesure.

Les mesures sur des instruments fixes et non stationnaires sont effectuées comme suit. Les conducteurs de commande du pipeline, de l'HE et de l'électrode de référence sont connectés aux bornes correspondantes des appareils (Fig. 4.7.1 et 4.7.2) ; allumez l'appareil. 10 minutes après la mise sous tension de l'appareil, les potentiels sont mesurés et les résultats sont enregistrés toutes les 10 s ou, lors de l'utilisation de l'appareil PKI-02, stockés dans la mémoire de l'appareil. La durée des mesures en l'absence de courants vagabonds est d'au moins 10 minutes. En présence de courants vagabonds, la durée des mesures est prise conformément aux recommandations énoncées à l'article 4.2.13.

Les résultats des mesures sont consignés dans le protocole (Annexe C).

Remarques:

1. La durée des mesures du potentiel de la canalisation au point de raccordement de l'installation de protection lors de son contrôle technique (voir clause 4.7.3) peut être de 5 minutes.

2. Si sur un instrument stationnaire, le VE est connecté en permanence à un pipeline polarisé cathodiquement, les mesures du potentiel de polarisation commencent immédiatement après la connexion de l'appareil.

4.7.17 Potentiel de polarisation moyen E Épouser, B, est calculé à l'aide de la formule :

,

où  E je- somme des mesures n valeurs des potentiels de polarisation (V) pour toute la période de mesure ;

n - nombre total des mesures.

4.7.18 Une fois les travaux de mesure terminés sur l'instrumentation non stationnaire et le retrait de l'électrode de référence et du VE de la fosse, la fosse est recouverte de terre. Afin d'assurer la possibilité de mesures répétées en un point donné, un point de mesure est lié au plan de pose de la canalisation.

4.7.19 Pour déterminer l'efficacité de l'ECP en fonction du potentiel total (y compris les composants de polarisation et ohmiques), des appareils tels que EV 2234, 43313.1, PKI-02 sont utilisés. Des électrodes de référence portables sont installées à la surface de la terre à la distance minimale possible (en plan) du pipeline, y compris au fond du puits. Mode de mesure - selon la clause 4.7.15.

4.7.20 Valeur moyenne du potentiel total U Épouser(B) est calculé à l'aide de la formule :

,

où  U je- la somme des valeurs du potentiel total, n- nombre total d'échantillons.

Les résultats des mesures sont enregistrés dans un journal récapitulatif (Annexe C), et peuvent également être enregistrés sur des schémas cartographiques des canalisations souterraines.

4.7.21 Lorsqu'il est protégé selon un critère de sécurité assoupli, le potentiel de polarisation de protection minimum (en valeur absolue) est déterminé par la formule :

E min = E St– 0,10 V,

Où E St- potentiel stationnaire de l'électrode auxiliaire (capteur de potentiel).

Le potentiel de polarisation est mesuré conformément à la clause 4.7.15.

Pour déterminer E St capteur (SE), le capteur est déconnecté de la canalisation et son potentiel est mesuré 10 minutes après déconnexion E. Si le potentiel mesuré est plus négatif - 0,55 V, alors cette valeur est prise comme E St. Si le potentiel mesuré en valeur absolue est égal ou inférieur à 0,55 V, alors il est accepté E St= -0,55 V. Valeurs E St(mesurés et acceptés) sont inscrits dans le protocole (Annexe C).

4.7.22 Si un fonctionnement inefficace des installations de protection cathodique ou de drainage est détecté (leurs zones de couverture sont réduites, les potentiels diffèrent de ceux de protection admissibles), il est nécessaire de réguler le mode de fonctionnement des installations ECP.

Si le potentiel du pipeline dans la zone où l'anode galvanique (GA) est connectée est inférieur (selon valeur absolue) conception ou potentiel de protection minimum, il est nécessaire de vérifier l'état de fonctionnement du fil de connexion entre le HA et le pipeline, les endroits où il est soudé au pipeline et au HA. Si le fil de liaison et ses points de soudure s'avèrent en bon état, et que le potentiel en valeur absolue n'augmente pas, alors faire un trou jusqu'à la profondeur de l'enfouissement HA pour l'inspecter et vérifier la présence de remblai (activateur) autour de.

4.7.23 La résistance à la propagation du courant de mise à la terre anodique doit être mesurée dans tous les cas lorsque le mode de fonctionnement de la station cathodique change fortement, mais au moins une fois par an.

La résistance à la propagation du courant de la mise à la terre de l'anode est déterminée comme le quotient de la tension de sortie pose de cathodesà son courant de sortie ou en utilisant le dispositif M-416 et électrodes en acier selon le schéma de la Fig. 4.7.3.

Fig.4.7.3 Mesure de la résistance à la propagation du courant de la mise à la terre de l'anode

1 - conducteurs de mise à la terre de l'anode ; 2 - point de contrôle et de mesure ; 3 - appareil de mesure ;

4 - électrode de mesure ; 5 - électrode d'alimentation ; 6 - fil de vidange.

Avec la longueur de la mise à la terre de l'anode je a.z l'électrode d'alimentation est portée à distance b 3 je a.z, électrode de mesure - à distance un 2 je a.z

4.7.24 La résistance de la mise à la terre de protection des installations électriques est mesurée au moins une fois par an. Le circuit de mesure de la résistance à la propagation du courant de mise à la terre de protection est illustré à la Fig. 4.7.3. Les mesures doivent être effectuées de la manière la plus temps de séchage de l'année.

4.7.25 Le bon fonctionnement des connexions isolantes électriques est vérifié au moins une fois par an. À cette fin, des indicateurs certifiés spéciaux de la qualité des connexions isolantes électriques sont utilisés.

En l'absence de tels indicateurs, la chute de tension aux bornes de la connexion électriquement isolante ou les potentiels des tuyaux des deux côtés de la connexion électriquement isolante sont mesurés de manière synchrone. La mesure est effectuée à l'aide de deux millivoltmètres. Si la connexion électrique isolante est correcte, la mesure synchrone montre un saut de potentiel.

En cas d'utilisation d'inserts isolants, JSC "Ekogaz" (Vladimir), ayant un raccord métallique isolé des deux côtés du pipeline, leur bon fonctionnement peut être vérifié en déterminant la résistance du couplage par rapport à chaque côté du pipeline à l'aide d'un mégohmmètre avec une tension allant jusqu'à 500 V. La résistance doit être d'au moins 200 kOhm.

Les résultats de l'inspection sont documentés dans des protocoles conformément à l'annexe Ch.

4.7.26 Si, dans une installation ECP existante, 6 pannes ou plus dans le fonctionnement du convertisseur ont été observées au cours de l'année, ce dernier doit être remplacé. Pour déterminer la possibilité d'une utilisation ultérieure du convertisseur, il est nécessaire de le tester dans la mesure prévue par les exigences du contrôle avant installation.

4.7.27 Si pendant le fonctionnement de l'installation ECP total les défaillances dans son fonctionnement dépasseront 12, il est nécessaire de procéder à une inspection de l'état technique du pipeline sur toute la longueur de la zone de protection.

4.7.28 Les organisations exploitant des appareils ECP doivent préparer chaque année un rapport sur les défaillances de leur fonctionnement.

4.7.29 La durée totale des interruptions de fonctionnement des installations ECP ne doit pas dépasser 14 jours au cours de l'année.

Dans les cas où, dans la zone d'exploitation d'une installation ECP en panne, le potentiel de protection du pipeline est assuré par des installations ECP voisines (zones de protection qui se chevauchent), le délai d'élimination du dysfonctionnement est déterminé par la direction de l'exploitation. organisation.

4.8 CONTRÔLE OPÉRATIONNEL DE L'ÉTAT D'ISOLATION ET DU RISQUE DE CORROSION DES CANALISATIONS

4.8.1 Dans toutes les fosses enlevées lors de la réparation, de la reconstruction et de l'élimination des défauts d'isolation ou des dommages dus à la corrosion du pipeline, l'état de corrosion du métal et la qualité du revêtement isolant doivent être déterminés.

4.8.2 Si des dommages de corrosion sont détectés sur une canalisation en exploitation, un examen est effectué afin d'identifier la cause de la corrosion et d'élaborer des mesures anticorrosion.

La forme du rapport d'inspection est approuvée par le chef de l'exploitation agricole exploitant le pipeline.

L'acte doit refléter :

Année de mise en service de cette section du pipeline, diamètre du pipeline, épaisseur de paroi, profondeur de pose ;

Type et matériau du revêtement isolant ;

État du revêtement (présence de dommages) ;

Épaisseur, résistance de contact, adhérence du revêtement ;

Agressivité corrosive du sol ;

La présence d'effets dangereux de courants vagabonds ;

Informations sur la date d'activation de la protection et données sur les arrêts de protection électrique qui ont eu lieu ;

Données de mesure du potentiel de polarisation du tuyau et du potentiel du tuyau lorsque la protection est désactivée ;

L'état de la surface extérieure de la canalisation à proximité du site endommagé, la présence et la nature des produits de corrosion, le nombre et l'ampleur des dommages et leur localisation le long du périmètre de la canalisation.

Si une forte agressivité corrosive du sol ou l'effet dangereux des courants vagabonds est détecté lors d'une étude de fosse, il est nécessaire de déterminer en outre l'agressivité corrosive du sol et la présence de l'effet dangereux des courants vagabonds à une distance d'environ 50 m. des deux côtés du site endommagé le long du tracé du pipeline.

La conclusion doit indiquer la cause de la corrosion et proposer des mesures anticorrosion.

Une forme possible de l'acte est donnée à l'Annexe III.

4.8.3 La détermination de l'effet dangereux des courants vagabonds (selon les paragraphes 4.2.16 à 4.2.24) sur les sections de canalisations qui ne nécessitaient auparavant pas d'ECP est effectuée une fois tous les 2 ans, ainsi qu'à chaque changement des conditions de corrosion .

4.8.4 L'évaluation de l'agressivité corrosive des sols (selon les paragraphes 4.2.1 à 4.2.8) le long du tracé des canalisations qui ne nécessitaient auparavant pas d'ECP est effectuée une fois tous les 5 ans, ainsi qu'à chaque changement des conditions de corrosion .

4.8.5 Dans les sections de la canalisation où des dommages dus à la corrosion se sont produits, après leur élimination, il est conseillé de prévoir l'installation d'indicateurs de corrosion (clause 4.3.11 et annexe O).

APPLICATIONS

Annexe A

(Informatif)

FAIRE DÉFILER

les documents réglementaires mentionnés dans ce manuel

1. GOST 9.602-89*. un système protection contre la corrosion et le vieillissement. Structures souterraines. Exigences généralesà la protection contre la corrosion. Prise en compte du Changement. N°1.

2. GOST R 51164-98. Principaux pipelines en acier. Exigences générales pour la protection contre la corrosion.

3. GOST 16336-77*. Compositions de polyéthylène pour l'industrie du câble. Conditions techniques.

4. GOST 16337-77* E. Polyéthylène haute pression. Conditions techniques.

5. GOST 9812-74. Bitumes de pétrole. Méthodes de détermination de la saturation de l'eau.

6. GOST 11506-73*. Bitumes de pétrole. Méthode de détermination de la température de ramollissement à l'aide d'un anneau et d'une bille.

7. GOST 11501-78*. Bitumes de pétrole. Méthode pour déterminer la profondeur de pénétration de l'aiguille.

8. GOST 11505-75*. Bitumes de pétrole. Méthode de détermination de l'allongement.

9. GOST 15836-79. Mastic isolant bitume-caoutchouc.

10. GOST 2678-94. Matériaux de toiture et d'étanchéité en rouleaux. Méthodes d'essai.

11. GOST 19907-83. Tissus isolants électriques constitués de fils de filaments de verre torsadés.

12. GOST 12.4.011-89. SSBT. Équipement de protection pour les travailleurs. Exigences générales et classification.

13. GOST 6709-72. Eau distillée.

14. GOST 19710-83E. Éthylène glycol. Conditions techniques.

15. GOST 4165-78. Sulfate de cuivre 5-eau. Conditions techniques.

16. GOST 5180-84. Sols. Méthodes détermination en laboratoire caractéristiques physiques.

17. GOST 6456-82. Papier abrasif. Conditions techniques.

18. Règles de sécurité dans industrie du gaz(PB 12-245-98). M. : OBNL OBT, 1999.

19. SNIP 11-01-95. Instructions sur la procédure d'élaboration, de coordination, d'approbation et de composition documentation du projet pour la construction d'entreprises, de bâtiments et de structures.

20. Règles de construction des installations électriques (PUE). 6ème édition. M. : ZAO "Energo", 2000.

21. Règles d'exploitation des installations électriques grand public (PEEP) de Glavenergonadzor de Russie.

22. Règles de sécurité pour l'exploitation des installations électriques grand public (PTBEEP) de Glavenergonadzor de Russie.

23. TU 1394-001-05111644-96. Tubes en acier avec revêtement bicouche en polyéthylène extrudé.

24. TU 1390-003-01284695-00. Tubes en acier avec revêtement extérieur en polyéthylène extrudé.

25. TU 1390-002-01284695-97. Tubes en acier avec revêtement extérieur en polyéthylène extrudé.

26. TU 1390-002-01297858-96. Tubes en acier d'un diamètre de 89 à 530 mm avec un revêtement externe anticorrosion en polyéthylène extrudé.

27. TU 1390-003-00154341-98. Tubes en acier électrosoudés et sans soudure avec revêtement extérieur anticorrosion à deux couches à base de polyéthylène extrudé.

28. TU 1390-005-01297858-98. Tubes en acier à double couche extérieure Revêtement de protectionà base de polyéthylène extrudé.

29. TU RB 03289805.002-98. Tubes en acier d'un diamètre de 57 à 530 mm avec un revêtement extérieur à deux couches à base de polyéthylène extrudé.

30. TU 1394-002-47394390-99. Tubes en acier d'un diamètre de 57 à 1220 mm recouverts de polyéthylène extrudé.

31. TU 1390-013-04001657-98. Tuyaux d'un diamètre de 57 à 530 mm avec un revêtement externe combiné ruban-polyéthylène.

32. TU 1390-014-05111644-98. Tuyaux d'un diamètre de 57 à 530 mm avec un revêtement externe combiné ruban-polyéthylène.

33. TU RB 03289805.001-97. Tubes en acier d'un diamètre de 57 à 530 mm avec un revêtement externe combiné ruban-polyéthylène.

34. TU 4859-001-11775856-95. Tubes en acier recouverts de rubans adhésifs polymères.

35. TU 2245-004-46541379-97. Ruban thermorétractable à deux couches modifié par rayonnement "DONRAD".

36. TU 2245-002-31673075-97. Ruban thermorétractable à deux couches modifié par rayonnement ";DRL";.

37. TU 2245-001-44271562-97. Ruban de protection thermorétractable "Terma".

38. TU RB 03230835-005-98. Rubans thermorétractables à deux couches.

39. TU 8390-002-46353927-99. Tissu technique non tissé thermocollé.

40. TU 8390-007-05283280-96. Non-tissé collé à usage technique.

41. TU 2245-003-1297859-99. Ruban en polyéthylène pour la protection des oléoducs et gazoducs ";POLYLEN";.

42. TU 2245-004-1297859-99. Emballage en polyéthylène pour la protection des oléoducs et gazoducs ";POLYLEN - OB";.

43. TU 38.105436-77 avec Rév. N° 4. Feuille d'étanchéité en caoutchouc.

44. TU 2513-001-05111644-96. Mastic bitume-polymère pour revêtements isolants de canalisations souterraines.

45. TU 2245-001-48312016-01. Ruban polymère-bitume à base de mastic "Transkor". -LITKOR.

46. ​​​​​​TU 2245-024-16802026-00. Ruban LIAM-M (modifié) pour l'isolation des gazoducs et oléoducs souterrains.

47. TU 5775-002-32989231-99. Mastic isolant bitume-polymère "Transkor".

48. TU 204 RSFSR 1057-80. Revêtement protecteur bitume-atactique contre la corrosion souterraine des aciers, gaz et réseaux d'approvisionnement en eau et des réservoirs de stockage de gaz liquéfié.

7 Vladimir 2005 1 PRÉFACE L'objet de la discipline « Automatisation des systèmes... détection des éléments cachés ( souterrain) des fuites de gazoducs externes... usés.» 9.13. InstructionsParprotectionurbainpipelinesdepuiscorrosion. DR153 -39 .4-091 -01 9.14. GOST 9.602...