8.1 Konstrukcje metalowe głównych rurociągów (część liniowa, rurociągi technologiczne na miejscu, zbiorniki, kable energetyczne, kable komunikacyjne) podlegają zabezpieczeniu przed korozją pod wpływem środowiska naturalnego i technologicznego oraz przed działaniem prądów błądzących.

8.2 Skład wyposażenia ochronnego konstrukcje metalowe przed korozją i prądami błądzącymi obejmują:

Powłoki ochronne (farby i lakiery, powłoki olejowo-bitumiczne, folie i materiały polimerowe);

Urządzenia do wytwarzania polaryzacji katodowej na podziemnych konstrukcjach metalowych wraz z elementami towarzyszącymi (uziemienie anod, łączenie przewodów i kabli, zworki łączące równoległe rurociągi, kolumny kontrolno-pomiarowe, elektrody odniesienia, zabezpieczenia połączeń);

Stacje odwadniające (SDZ), linie kablowe podłączenie do źródła prądów błądzących.

8.3 Aby zapewnić skuteczność i niezawodne działanieśrodków ochrony elektrochemicznej, w ramach OJSC Oil Trunk Pipelines organizowana jest usługa produkcji ECP.

8.4 Strukturę, skład i wyposażenie służby ECP określają przepisy zatwierdzone przez szefa OJSC MN.

8.5 Serwis ECP organizuje swoją pracę zgodnie z harmonogramem PPR, wymaganiami GOST R 51164, GOST 9.602, PEEP i Zasadami bezpieczeństwa eksploatacji konsumenckich instalacji elektrycznych oraz Regulaminem Serwisu ECP i niniejszym Regulaminem.

8.6 Grupa kwalifikacyjna personelu konserwacyjnego musi spełniać wymagania Przepisów bezpieczeństwa dotyczących obsługi instalacji elektrycznych konsumenckich.

8.7 Częstotliwość sprawdzania działania urządzeń ECP:

Dwa razy w roku w instalacjach wyposażonych w zdalne sterowanie oraz w instalacjach protektorowych;

Dwa razy w miesiącu w przypadku instalacji nieprzewidzianych pilot;

Cztery razy w miesiącu w instalacjach znajdujących się w obszarach występowania prądów błądzących i nie wyposażonych w zdalne sterowanie.

8.8. Podczas sprawdzania działania instalacji ECP mierzone i rejestrowane są następujące wskaźniki:

Napięcie i prąd na wyjściu VSD, potencjał w punkcie drenażu;

Całkowity czas pracy SCZ pod obciążeniem i zużycie energii czynnej w ostatnim okresie;

Średni godzinowy prąd drenażowy i potencjał ochronny w punkcie drenażowym w okresie minimalnego i maksymalnego obciążenia źródła prądów błądzących;

Potencjał i prąd w miejscu drenażu instalacji bieżnika.

Wskaźniki te są rejestrowane w dzienniku pracy sprzętu ECP.

8.9 Pomiar potencjałów ochronnych w obwodzie głównym we wszystkich punktach kontrolno-pomiarowych przeprowadza się dwa razy w roku. W takim przypadku przeprowadzane są nadzwyczajne pomiary w obszarach, w których nastąpiła zmiana:

Schematy i tryby pracy urządzeń ECP;

Tryby pracy źródeł prądu błądzącego;

Schematy układania podziemnych konstrukcji metalowych (układanie nowych, demontaż starych).

8.10 Ochrona elektrochemiczna musi zapewniać przez cały okres użytkowania ciągłą polaryzację katodową rurociągu na całej jego długości, nie mniejszą niż minimalna (minus 0,85 V) i nie większa niż maksymalna (minus 3,5 V) potencjał ochronny (załącznik E) .

8.11 Projekt nowych lub przebudowę istniejących obiektów ECP na rurociągu naftowym należy przeprowadzić z uwzględnieniem warunków układania (eksploatacji) rurociągu, danych dotyczących aktywności korozyjnej gleb, wymaganej żywotności konstrukcji, parametrów technicznych i obliczenia ekonomiczne i wymagania RD.

8.12 Dopuszczenie do eksploatacji urządzeń ECP zakończonych budową (naprawą) musi zostać przeprowadzone zgodnie z wymaganiami określonymi w pkt. 2 niniejszego Regulaminu.

8.13 Termin włączenia środków ochrony elektrochemicznej od momentu ułożenia odcinków rurociągu podziemnego w ziemi powinien być minimalny i nie przekraczać jednego miesiąca (w przypadku napraw i konserwacji bieżącej nie dłużej niż 15 dni).

Zabezpieczenie drenażowe należy uruchomić jednocześnie z układaniem odcinka rurociągu w gruncie, w strefie oddziaływania prądów błądzących.

8.14 Ochrona konstrukcji metalowych rurociągów naftowych przed działaniem agresywnych składników ropy naftowej i produkowanej wody, ochrona przed korozją wewnętrzną jest wykonywana przez serwis ECP OJSC MN.

8.15 Monitoring bezpieczeństwa urządzeń ECP na trasie powinien być zorganizowany i prowadzony przez służbę eksploatacyjną części liniowej głównego rurociągu.

8.16 Na istniejących rurociągach naftowych otwarcie rurociągu, spawanie katody, końcówek drenażowych i oprzyrządowania musi wykonać służba eksploatacyjna rurociągu naftowego.

8.17 Podczas naprawy rurociągu naftowego z wymianą izolacji przywrócenie punktów połączenia sprzętu ECP (przyrządy, zworki, SCP, SDZ) z rurociągiem musi zostać przeprowadzone przez organizację przeprowadzającą naprawę izolacji w obecności przedstawiciela usługi ECP.

8.18 Wniosek o konieczności wzmocnienia (naprawy) urządzeń ECP przed całkowitą wymianą (naprawą) izolacji rurociągu na podstawie pomiarów elektrometrycznych, oględziny stan rurociągu i izolacji w najbardziej niebezpiecznych miejscach wydaje służba ECP (w razie potrzeby angażują się przedstawiciele organizacji badawczych).

8.19 Po ułożeniu i zasypaniu odcinków głównego rurociągu, zakończonych budową lub naprawą, służba ECP musi określić ciągłość powłoki izolacyjnej.

Jeśli poszukiwacz uszkodzeń odkryje wady powłoki, obszary z wadami należy otworzyć i naprawić izolację.

8.20 W celu monitorowania stanu powłoki ochronnej i pracy urządzeń ECP każdy główny rurociąg musi być wyposażony w punkty kontrolno-pomiarowe:

Na każdym kilometrze rurociągu naftowego;

Co najmniej 500 m, gdy rurociąg naftowy przechodzi przez obszar prądów błądzących lub obecność silnie korozyjnych gleb;

W odległości 3 średnic rurociągu od punktów odwadniających instalacji ECP i od zworek elektrycznych;

Na przejściach wodnych i transportowych po obu stronach granicy przejścia;

Na zaworach;

Na skrzyżowaniach z innymi metalowymi konstrukcjami podziemnymi;

W strefie gruntów uprawnych i nawadnianych (rowy, kanały, sztuczne formacje).

W przypadku wieloliniowego systemu rurociągów oprzyrządowanie musi być zainstalowane na każdym rurociągu o tej samej średnicy.

8.21 Na nowo budowanych i rekonstruowanych MP należy instalować elektrody w celu monitorowania poziomu potencjału polaryzacyjnego i określania szybkości korozji bez zabezpieczenia.

8.22 Kompleksowy przegląd rurociągów naftowych w celu określenia stanu zabezpieczenia antykorozyjnego należy przeprowadzać w obszarach o podwyższonym zagrożeniu korozyjnym nie rzadziej niż raz na 5 lat, a w pozostałych obszarach – co najmniej raz na 10 lat zgodnie z przepisami dokumenty.

8.23 Podczas kompleksowej kontroli zabezpieczenia antykorozyjnego rurociągów ocenia się stan powłoki izolacyjnej (oporność izolacji, miejsca przerwania jej ciągłości, zmiany jej właściwości fizyko-mechanicznych podczas eksploatacji), stopień ochrony elektrochemicznej (obecność potencjału ochronnego na całej powierzchni rurociągu) oraz stan korozyjny(wg wyników elektrometrii, wżery).

8.24 W przypadku wszystkich MP na odcinkach rurociągów zagrożonych korozją oraz na odcinkach o minimalnych wartościach potencjałów ochronnych należy przeprowadzić dodatkowe pomiary potencjałów ochronnych za pomocą zewnętrznej elektrody odniesienia, w tym metodą wyłączania, w sposób ciągły lub w odstępach nie powyżej 10 m, nie rzadziej niż raz na 3 lata, w okresie maksymalnego uwilgotnienia gruntu, a także dodatkowo w przypadku zmiany trybu pracy instalacji ochrony katodowej oraz w przypadku zmian związanych z rozbudową systemu ochrony elektrochemicznej , źródła prądów błądzących i sieć podziemne rurociągi w celu oceny stopnia ochrony katodowej i stanu izolacji rurociągów.

8.25 Kontrolę antykorozyjną powinny przeprowadzać laboratoria produkcyjne ECP w OJSC MN lub wyspecjalizowane organizacje licencjonowane przez Gosgortekhnadzor do wykonywania tych prac.

8.26 Wszelkie uszkodzenia powłoki ochronnej wykryte podczas przeglądu muszą być dokładnie powiązane z trasą rurociągu, uwzględnione w dokumentacji eksploatacyjnej i naprawione w zaplanowanym terminie.

8.27 Ochrona elektrochemiczna osłon rurociągów samochodowych i samochodowych szyny kolejowe realizowane przez niezależne instalacje ochronne (ochraniacze). Podczas eksploatacji rurociągu monitorowanie obecności kontakt elektryczny pomiędzy obudową a rurociągiem. Jeśli występuje kontakt elektryczny, należy go wyeliminować.

8.28 Procedurę organizacji i przeprowadzania konserwacji i naprawy sprzętu ECP określa dokumentacja regulacyjna i techniczna, która stanowi podstawę dokumentacyjną konserwacji i naprawy instalacji ECP.

Prace związane z konserwacją i naprawami bieżącymi urządzeń ECP należy organizować i przeprowadzać zgodnie z dokumentacją eksploatacyjną.

Prace przy naprawach głównych urządzeń ECP należy organizować i przeprowadzać zgodnie z dokumentacją naprawczą i techniczną.

8.29 Utrzymanie sprzętu ECP w warunkach eksploatacyjnych powinno polegać na:

W okresowych badaniach technicznych wszystkich elementów konstrukcyjnych ECP dostępne są środki do obserwacji zewnętrznej;

Przy dokonywaniu odczytów przyrządów i dopasowywaniu potencjałów;

W terminowej regulacji i eliminacji drobnych usterek.

8.30 Remont - naprawy przeprowadzane w trakcie eksploatacji mające na celu zapewnienie sprawności urządzeń ECP do następnej planowej naprawy i polegające na usunięciu awarii oraz całkowitym lub prawie całkowitym przywróceniu zasobu technicznego urządzeń ECP jako całości, wraz z wymianą lub przywróceniem któregokolwiek z jego elementów poprzez ich regulację i regulację. Zakres napraw głównych powinien obejmować prace przewidziane w naprawach bieżących.

8.31 Stacje katodowe sieciowe i instalacje odwadniające należy poddać remontowi w warunkach stacjonarnych, a uszkodzone instalacje wymienić na trasie. Aby to zrobić, OJSC MN musi posiadać fundusz wymiany na instalacje.

8.32 Anodowe i ochronne instalacje uziemiające, zabezpieczające i drenażowe, a także linie energetyczne muszą być naprawiane przez ekipy ECP zgodnie z warunkami trasy.

8.33 Wyniki wszystkich planowych konserwacji zapobiegawczych należy wpisać do odpowiednich dzienników i paszportów instalacji ECP.

8.34 Normy dotyczące planowej konserwacji zapobiegawczej i napraw sprzętu ECP podano w Załączniku G.

8.35 Fundusz rezerwowy głównych urządzeń usług ECP OJSC MN, wykonujących planowane czynności obsługi technicznej (w tym naprawy główne) urządzeń ECP, powinien wynosić:

Stacje ochrony katodowej – 10% ogólnej liczby stacji ochrony katodowej na obsługiwanym obszarze, nie mniej jednak niż pięć;

różnego rodzaju ochraniacze do zabudowy bieżnika – 10% ogólnej liczby ochraniaczy dostępnych na torze, nie mniej jednak niż 50;

Instalacje odwadniające elektryczne różnego typu - 20% całkowitej ilości instalacje odwadniające na obsługiwanym obszarze, ale nie mniej niż dwa;

Elektrody różnego typu do uziemienia anodowego stacji ochrona katodowa- 10% ogólnej liczby elektrod uziemiających anody dostępnych na obiekcie, nie mniej jednak niż 50;

Bloki zabezpieczające złącza - 10% ogólnej liczby bloków dostępnych na obiekcie, ale nie mniej niż pięć.

8.36 Dokumentacja techniczna usługi ECP powinna zawierać:

Projekt ECP dla głównego rurociągu naftowego;

Protokoły pomiarów i testowania izolacji;

plan pracy serwisu ECP;

PPR i harmonogramy konserwacji;

Dziennik działania sprzętu ECP;

Dziennik awarii ECP;

Zamów dziennik;

Dzienniki terenowe funkcjonowania SKZ i SDZ;

Roczne wykresy potencjalnych pomiarów wzdłuż rurociągów;

Wadliwe oświadczenia dotyczące sprzętu ECP;

Rysunki powykonawcze uziemienia anod i schematy ich okablowania;

Instrukcje fabryczne dla produktów ECP;

Regulamin usługi ECP;

Instrukcje pracy i produkcji;

Instrukcje dotyczące gruźlicy.

Dokumentację dotyczącą monitorowania stanu ECP i powłoki ochronnej należy przechowywać przez cały okres eksploatacji pompy olejowej.

Procedura odbioru i uruchomienia urządzeń elektrochemicznego zabezpieczenia antykorozyjnego

Urządzenia ochrony elektrochemicznej (ECP) są uruchamiane po zakończeniu rozruchu i próbach stabilności na 72 godziny.

Elektryczne instalacje ochronne zleca komisja, w skład której wchodzą przedstawiciele następujących organizacji: klient; projekt (jeśli to konieczne); budowa; sprawny, do salda którego przeniesiona zostanie wybudowana instalacja ochrony elektrycznej; biura „Podzemmetalzashchita” (usługi ochrony); władze lokalne Rostechnadzor; miejskie (wiejskie) sieci elektryczne.

Klient przekazuje dane dotyczące sprawdzenia gotowości przedmiotów do dostarczenia telefonicznie organizacjom wchodzącym w skład komisji selekcyjnej.

Klient przedstawia komisji kwalifikacyjnej: projekt elektrycznego urządzenia zabezpieczającego; akty o wykonawstwo robót budowlanych i instalacyjnych; rysunki powykonawcze i schematy przedstawiające obszar zasięgu instalacji ochronnej; zaświadczenie o wynikach montażu instalacji zabezpieczającej; zaświadczenie o oddziaływaniu instalacji ochronnej na przyległe obiekty podziemne; paszporty elektrycznych urządzeń ochronnych; ustawy o dopuszczeniu do eksploatacji elektrycznych instalacji ochronnych; pozwolenie na przyłączenie prądu do sieci elektrycznej; dokumentacja dotycząca izolacji kabli i oporów rozprzestrzeniania uziemienie ochronne.

Po zapoznaniu się z dokumentacją wykonawczą Komisja selekcyjna sprawdza wykonanie zaprojektowanych prac - środki i zespoły ochrony elektrycznej, w tym izolacyjnej połączenia kołnierzowe, punkty kontrolno-pomiarowe, zworki i inne elementy, a także skuteczność instalacji zabezpieczeń elektrochemicznych. Aby to zrobić, zmierz parametry elektryczne instalacji i potencjałów rurociągów względem gruntu na obszarze, gdzie zgodnie z projektem ustalony jest minimalny i maksymalny potencjał ochronny.

Elektryczna instalacja ochronna zostaje oddana do użytku dopiero po podpisaniu przez komis protokołu odbioru.

Jeżeli odstępstwa od projektu lub nienależyte wykonanie prac wpływają na skuteczność ochrony lub są sprzeczne z wymogami eksploatacyjnymi, wówczas należy je odzwierciedlić w akcie wskazującym ramy czasowe ich usunięcia i przekazania do ponownego odbioru.

Każdej zaakceptowanej instalacji przydzielany jest numer seryjny oraz tworzony jest specjalny paszport elektrycznej instalacji ochronnej, w którym wpisywane są wszystkie dane z testów odbiorowych.

Przyjmując kołnierze izolacyjne do eksploatacji, przedstawiają: wniosek organizacji projektującej w sprawie montażu kołnierzy izolacyjnych; schemat przebiegu gazociągu z dokładnym wskazaniem miejsc montażu kołnierzy izolacyjnych (odniesienia do kołnierzy izolacyjnych można podać na odrębnym szkicu); paszport fabryczny kołnierza izolacyjnego (jeśli ten ostatni został otrzymany z fabryki).

Dopuszczenie kołnierzy izolacyjnych do eksploatacji wydawane jest za pomocą świadectwa. Kołnierze izolacyjne przyjęte do eksploatacji rejestrowane są w specjalnym dzienniku.

Przyjmując do eksploatacji zworki elektryczne, przedstawiają wniosek organizacji projektującej w sprawie instalacji zworki elektrycznej z uzasadnieniem jej typu; rysunek powykonawczy zworki na obiektach podziemnych w odniesieniu do miejsc instalacji; działać na ukryta praca pod kątem zgodności z projektem zworek elektrycznych.

Przyjmując do eksploatacji przewody sterujące i punkty kontrolno-pomiarowe przedstawiają rysunek powykonawczy z referencjami, akt prac ukrytych ze względu na zgodność z projektem konstrukcyjnym przewodów sterowniczych i punktów kontrolno-pomiarowych.

Pomiary elektryczne na gazociągu

Pomiary korozji elektrycznej na podziemnych rurociągach stalowych przeprowadza się w celu określenia stopnia zagrożenia korozją elektrochemiczną rurociągów podziemnych oraz skuteczności zabezpieczeń elektrochemicznych.

Pomiary korozji przeprowadza się podczas projektowania, budowy i eksploatacji zabezpieczeń antykorozyjnych podziemnych rurociągów stalowych. Wskaźniki aktywności korozyjnej gleby w odniesieniu do stali podano w tabeli 1.

Tabela 1

Wskaźniki aktywności korozyjnej gleby w stosunku do stali

Kryterium niebezpieczeństwa korozji spowodowanej prądami błądzącymi jest obecność dodatniej lub przemiennej różnicy potencjałów pomiędzy rurociągiem a gruntem (anoda lub strefa przemienna). Ryzyko korozji rurociągów podziemnych przez prądy błądzące ocenia się na podstawie pomiary elektryczne. Głównym wskaźnikiem określającym ryzyko korozji stalowych rurociągów podziemnych pod wpływem prąd przemienny w transporcie zelektryfikowanym, polega na przemieszczeniu różnicy potencjałów pomiędzy rurociągiem a gruntem zła strona co najmniej 10 mV w porównaniu do standardowego potencjału rurociągu.

Ochrona podziemnych rurociągów stalowych przed korozją gruntu i korozją wywołaną prądami błądzącymi realizowana jest poprzez izolację ich od kontaktu z otaczającym gruntem i ograniczenie przenikania prądów błądzących z otoczenia oraz poprzez katodową polaryzację metalu rurociągu.

Aby zmniejszyć wpływ korozji, racjonalnie wybierz trasę rurociągu, a także użyj Różne rodzaje powłoki izolacyjne oraz specjalne metody układania gazociągów.

Celem pomiarów korozji przy projektowaniu zabezpieczeń nowo budowanych rurociągów podziemnych jest identyfikacja odcinków tras niebezpiecznych ze względu na korozję podziemną. Jednocześnie określa się aktywność korozyjną gruntu oraz wartości prądów błądzących w gruncie.

Projektując zabezpieczenia rurociągów układanych w ziemi, przeprowadza się pomiary korozji w celu identyfikacji obszarów znajdujących się w strefach zagrożenia korozyjnego spowodowanego agresywnością gruntu lub wpływem prądów błądzących. Działanie korozyjne gruntu określa się poprzez pomiar różnicy potencjałów pomiędzy rurociągiem a gruntem oraz określenie wartości i kierunku prądu w rurociągu.

Pomiary korozji podczas budowy rurociągów podziemnych dzielą się na dwie grupy: prowadzone podczas prac izolacyjno-montażowych oraz te prowadzone podczas Roboty instalacyjne i ustawienie ochrony elektrochemicznej. Podczas prac instalacyjnych i regulacji zabezpieczeń elektrochemicznych prowadzone są pomiary mające na celu określenie parametrów instalacji zabezpieczeń elektrochemicznych i monitorowanie efektywności ich działania.

W sieci istniejących gazociągów pomiary potencjału przeprowadza się w strefach działania elektrycznych środków ochrony obiektów podziemnych oraz w strefach oddziaływania źródeł prądów błądzących dwa razy do roku, a także po każdej istotnej zmianie warunków korozyjnych ( tryb pracy elektrycznych instalacji ochronnych, systemy zasilania transportu zelektryfikowanego). Wyniki pomiarów rejestrowane są na schematach mapowych rurociągów podziemnych. W pozostałych przypadkach pomiarów dokonuje się raz w roku.

Rezystywność gleby określa się za pomocą specjalnych przyrządów pomiarowych M-416, F-416 i EGT-1M.

Do pomiaru napięcia i prądu podczas pomiarów korozji stosuje się przyrządy wskazujące i rejestrujące. Stosuje się woltomierze o rezystancji wewnętrznej co najmniej 20 omów na 1 V. Do pomiarów korozji stosuje się niepolaryzowane elektrody z siarczanu miedzi.

Elektroda niepolaryzacyjna na bazie siarczanu miedzi EN-1 składa się z porowatej miseczki ceramicznej i plastikowej osłony, w którą wkręcony jest miedziany pręt. W górnej części miedzianego pręta wierci się otwór do zamocowania wtyczki. Nasycony roztwór wlewa się do wewnętrznej płaszczyzny elektrody siarczan miedzi. Rezystancja elektrody nie przekracza 200 omów. W obudowie zwykle umieszcza się dwie elektrody.

Niepolaryzacyjna elektroda referencyjna z siarczanu miedzi NN-SZ-58 (rys. 1) składa się z niemetalowego korpusu 3 z drewnianą porowatą membraną 5 , mocowany do korpusu za pomocą pierścienia 4 . Od góry naczynia poprzez gumowy korek 1 przechodzi pręt miedziany 2 posiadający zacisk (nakrętkę z podkładkami) na zewnętrznym końcu do podłączenia przewodu łączącego.

Ryc.1. Niepolaryzacyjna elektroda referencyjna z siarczanem miedzi NN-SZ-58:

1 - gumowy korek; 2 - pręt miedziany; 3 - rama; 4 - pierścień; 5 - przysłona

Przenośna, niepolaryzacyjna elektroda referencyjna na bazie siarczanu miedzi MEP-AKH składa się z korpusu z tworzywa sztucznego z porowatym ceramicznym dnem oraz zakrętki z wprasowaną w nią elektrodą miedzianą. Elektroda jest uwalniana za pomocą różne kształty porowate dno - płaskie, stożkowe lub półkuliste. Materiały, z których wykonane są elektrody MEP-AKH oraz wlany do nich elektrolit, pozwalają na prowadzenie pomiarów w temperaturach do -30°C. Elektrolit składa się z dwóch części glikolu etylenowego i trzech części wody destylowanej. W ciepłym sezonie w elektrodach można zastosować elektrolit ze zwykłego nasyconego roztworu siarczanu miedzi.

Elektrody stalowe to pręt o długości 30-35 cm i średnicy 15-20 mm. Koniec elektrody wbity w ziemię jest zaostrzony w kształcie stożka. W odległości 5-8 cm od górnego końca wierci się elektrodę, a śrubę z nakrętką wciska się w otwór do podłączenia przyrządów pomiarowych.

Niepolaryzacyjna elektroda z siarczanu miedzi długo działające z czujnikiem potencjału elektrochemicznego służy jako elektroda odniesienia przy pomiarze różnicy potencjałów pomiędzy rurociągiem a ziemią, a także potencjału spolaryzowanego rurociągu stalowego zabezpieczonego metodą polaryzacji katodowej.

9.11. Uzyskane wyniki pomiarów pierwszego etapu, uwzględniające pomiary na sąsiednich przekazach, poddawane są analizie i podejmowane są decyzje o dostosowaniu trybów pracy instalacji zabezpieczających.

9.12. W przypadku konieczności zmiany trybów pracy ECP pomiary powtarza się we wszystkich punktach znajdujących się w zasięgu instalacji ochronnych ze zmienionymi trybami pracy.

9.13. Regulacje trybów pracy ECP można dokonywać wielokrotnie, aż do uzyskania pożądanych rezultatów.

9.14. Docelowo w instalacjach ochronnych należy instalować możliwie minimalne prądy ochronne, przy czym na chronionych obiektach we wszystkich punktach pomiarowych zostaną osiągnięte potencjały ochronne. całkowita wartość nie niższa niż minimalna dopuszczalna i nie większa niż maksymalna dopuszczalna.

9.15. Ostatecznie ustalone tryby pracy instalacji ochronnych należy uzgodnić ze wszystkimi organizacjami posiadającymi konstrukcje podziemne w obszarach działania zainstalowanych instalacji, co potwierdzają one w swoich wnioskach (certyfikatach).

9.16. W przypadkach, gdy podczas prac rozruchowych nie jest możliwe osiągnięcie wymaganych potencjałów ochronnych we wszystkich punktach pomiarowych chronionych obiektów, organizacja uruchamiająca wraz z organizacjami projektującymi i eksploatującymi opracowuje listę niezbędnych dodatkowych środków i przesyła ją klientowi o podjęcie odpowiednich działań.

9.17. Do czasu wdrożenia dodatkowych środków strefa skuteczna ochrona konstrukcji podziemnych pozostaje ograniczona.

9.18. Prace uruchomieniowe kończą się sporządzeniem protokołu technicznego z uruchomienia instalacji ECP, który powinien zawierać:

Pełne informacje na temat:

1) chronione i przyległe obiekty podziemne;
2) istniejące źródła prądów błądzących;
3) kryteria zagrożenia korozją;
4) o wybudowanych i wcześniej działających (jeżeli istnieją) instalacjach ECP;
5) zworki elektryczne instalowane na konstrukcjach;
6) istniejące i nowo budowane oprzyrządowanie;
7) połączenia elektroizolacyjne;

Pełna informacja o wykonanej pracy i jej wynikach;
- tabela z ostatecznie ustalonymi parametrami pracy instalacji ECP;
- tabela potencjałów chronionych obiektów w ostatecznie ustalonych trybach pracy instalacji ECP;
- certyfikaty (wnioski) właścicieli sąsiednich obiektów;
- wniosek w sprawie założenia instalacji ECP;
- zalecenia dotyczące dodatkowych środków zabezpieczających konstrukcje podziemne przed korozją.

10. Procedura odbioru i uruchomienia instalacji ochrony elektrochemicznej

10.1. Instalacje ECP oddawane są do użytku po zakończeniu rozruchu i testach stabilności na 72 godziny.

10.2. Instalacje ECP przyjmowane są do eksploatacji przez komisję, w skład której wchodzą przedstawiciele następujących organizacji: klient; projekt (jeśli to konieczne); budowa; operacyjny, do którego salda zostanie przekazana ukończona instalacja ECP; przedsiębiorstwa zajmujące się ochroną antykorozyjną (usługi ochrony); organy Gosgortekhnadzoru Rosji, organy Państwowego Nadzoru Energetycznego Rosji (w razie potrzeby); miejskie (wiejskie) sieci elektryczne.

10.3. Klient zgłasza dane dotyczące sprawdzenia gotowości obiektów do dostarczenia organizacjom wchodzącym w skład komisji kwalifikacyjnej z co najmniej 24-godzinnym wyprzedzeniem.

10.4. Klient przedstawia komisji selekcyjnej: projekt instalacji ECP oraz dokumenty określone w Załączniku U.

10,5. Po zapoznaniu się z dokumentacją powykonawczą i raportem technicznym dot prace uruchomieniowe Komisja selekcyjna wybiórczo sprawdza realizację zaprojektowanych prac – urządzenia i zespoły ECP, w tym izolacyjne połączenia kołnierzowe, punkty kontrolno-pomiarowe, zworki i inne zespoły, a także skuteczność instalacji ECP. W tym celu należy zmierzyć parametry elektryczne instalacji i potencjały rurociągów w obszarach, w których zgodnie z projektem ustalony jest minimalny i maksymalny potencjał ochronny, a przy ochronie wyłącznie przed prądami błądzącymi zapewniony jest brak potencjałów dodatnich.
Instalacje ECP nie spełniające parametrów projektowych nie powinny być akceptowane.

10.6. Instalacja ECP zostaje oddana do użytku dopiero po podpisaniu przez komis protokołu odbioru.
W razie potrzeby ECP można przyjąć pod adresem operacja tymczasowa na niedokończonym rurociągu.
Po zakończeniu budowy ECP podlega ponownemu przyjęciu do ciągłej eksploatacji.

10.7. Przy akceptacji ECP na rurociągach sieci ciepłowniczych instalacja bezkanałowa które zalegały w ziemi dłużej niż 6 miesięcy, należy sprawdzić ich stan techniczny i w przypadku stwierdzenia uszkodzeń wyznaczyć termin ich usunięcia.

10.8. Każdej zaakceptowanej instalacji ECP przypisywany jest numer seryjny i tworzony jest specjalny paszport instalacji, w którym wpisywane są wszystkie dane z testów odbiorczych (patrz Załącznik F).

11. Eksploatacja instalacji ECP

11.1. Kontrola eksploatacyjna instalacji ECP obejmuje okresowe przeglądy techniczne i weryfikację ich sprawności działania.
Na każdym instalacja ochronna konieczne jest posiadanie dziennika kontroli, w którym zapisywane są wyniki kontroli i pomiarów (patrz załącznik X).

11.2. Konserwację instalacji ECP w czasie eksploatacji należy przeprowadzać zgodnie z harmonogramem przeglądów technicznych i planowych konserwacji zapobiegawczych. Harmonogram przeglądów zapobiegawczych i planowych konserwacji musi zawierać definicję rodzajów i objętości przeglądów technicznych oraz prace naprawcze, terminy ich wdrożenia, instrukcje dotyczące organizacji rachunkowości i raportowania z wykonanej pracy.
Głównym celem przeglądów zapobiegawczych i konserwacji planowej jest utrzymanie instalacji zabezpieczeń ECP w stanie pełnej funkcjonalności, zapobiegając ich przedwczesnemu zużyciu i awariom.

11.3. Przegląd techniczny obejmuje:

Przegląd wszystkich elementów instalacji w celu stwierdzenia usterek zewnętrznych, sprawdzenie szczelności styków, prawidłowego montażu, braku uszkodzenie mechaniczne poszczególne elementy, brak śladów przypaleń i oznak przegrzania, brak wykopów na trasie kabli drenażowych i uziemień anod;
- sprawdzenie sprawności bezpieczników (jeśli występują);
- czyszczenie obudowy drenu i konwertera katodowego, zespołu zabezpieczenia złącza na zewnątrz i wewnątrz;
- pomiar prądu i napięcia na wyjściu przetwornicy lub pomiędzy anodami galwanicznymi (ochronnikami) a rurami;
- pomiar potencjału rurociągu w miejscu przyłączenia instalacji;
- dokonanie wpisu w protokole instalacji o wynikach wykonanych prac.

11.4. Przegląd techniczny sprawdzający skuteczność zabezpieczeń obejmuje:

Wszystkie prace związane z kontrolą techniczną;
- pomiar potencjałów w trwale ustalonych punktach odniesienia.

11.5. Konserwacja obejmuje:

Wszystkie prace związane z inspekcją techniczną wraz z testowaniem wydajności;
- pomiar rezystancji izolacji kabli elektroenergetycznych;

KORPORACJA PUBLICZNA

SPÓŁKA AKCYJNA
O TRANSPORCIE ROPY „TRANSNEFT”

JSC AK TRANSNEFT

TECHNICZNY
PRZEPISY PRAWNE

ZASADY KONTROLI I KSIĘGOWOŚCI PRACY
OCHRONA ELEKTROCHEMICZNA
ŁĄCZNOŚĆ PODZIEMNA PRZECIWKOROZJI

Moskwa 2003

Opracowane i zatwierdzone przez JSC AK Transnieft’ przepisy ustanawiają obowiązujące w całej branży wymagania dotyczące organizacji i wykonywania pracy w zakresie transportu głównym rurociągami naftowymi, a także Obowiązkowe wymagania udokumentować rezultaty tej pracy.

W systemie JSC AK Transnieft opracowywane są regulacje (standardy przedsiębiorstwa) w celu zapewnienia niezawodności, bezpieczeństwa przemysłowego i środowiskowego głównych rurociągów naftowych, regulacji i ustalenia jednolitości interakcji pomiędzy oddziałami Spółki a JSC MN podczas wykonywania prac na głównej działalność produkcyjną zarówno między sobą, jak i z wykonawcami, państwowymi organami nadzoru, a także ujednolicenie stosowania i obowiązkowe wykonanie wymagań odpowiednich przepisów federalnych i standardy przemysłowe, regulaminy i inne dokumenty regulacyjne.

ZASADY KONTROLI I ROZLICZANIA ELEKTROCHEMICZNEJ OCHRONY KOMUNIKACJI PODZIEMNEJ PRZED KOROZJĄ

1. CEL ROZWOJU

Głównym zadaniem rozwoju jest ustanowienie jednolity porządek kontrola i rozliczanie pracy urządzeń ECP na poziomie OJSC MN i jej oddziałów produkcyjnych w celu:

Monitorowanie wydajności instalacji ochrony katodowej, bezpieczeństwo rurociągu naftowego oraz podejmowanie w odpowiednim czasie działań mających na celu wyeliminowanie usterek urządzeń ECP i dostosowanie trybów pracy;

Rozliczanie przestojów ECP w okresie międzykontrolnym;

Ogólna ocena poziomu niezawodności i analiza strukturalna awarii;

Ocena jakości pracy służb obsługujących obiekty ECP pod kątem zwiększenia niezawodności działania i szybkiej eliminacji awarii obiektów ECP i linii zasilających;

Opracowywanie i wdrażanie środków poprawiających niezawodność elektrycznych urządzeń zabezpieczających i linii zasilających.

2. KONTROLA I KSIĘGOWOŚĆ PRACY PEK

2.1. Spośród personelu służby ruchu urządzeń ECP danej jednostki powoływana jest osoba odpowiedzialna za monitorowanie i rozliczanie pracy urządzeń ECP.

2.2. Monitoring pracy urządzeń ECP i skuteczności zabezpieczeń na trasie prowadzony jest:

Z personelem operacyjnym odwiedzającym tor;

Wykorzystanie środków zdalnego sterowania (telemechanika liniowa).

2.3. Monitoring pracy urządzeń ECP z wykorzystaniem telemechaniki liniowej prowadzony jest codziennie przez osobę odpowiedzialną za monitorowanie i rozliczanie urządzeń ECP. Dane kontrolne: rejestrowana jest wartość prądu skutecznego (sdz), wartość napięcia na wyjściu sdz, wartość potencjału ochronnego w punkcie drenażowym sdz (sdz) odpowiedzialna osoba w dzienniku operacji sprzętu ECP.

2.4. Monitoring pracy stacji ochrony katodowej (CPS)

2.4.1. Monitoring pracy systemu VCS na torze prowadzony jest poprzez:

Dwa razy w roku w VCS wyposażonych w zdalny monitoring, który umożliwia monitorowanie parametrów VCS określonych w ust.

Dwa razy w miesiącu w VHC, które nie są wyposażone w zdalne sterowanie;

Cztery razy w miesiącu w obiektach SCP, które nie są wyposażone w zdalne sterowanie, w obszarze prądów błądzących.

2.4.2. Podczas monitorowania parametrów ochrony katodowej przeprowadza się:

Dokonywanie odczytów prądu i napięcia na wyjściu stacji ochrony katodowej;

Wykonywanie odczytów przyrządowych całkowitego czasu pracy pod obciążeniem SPS oraz odczytów z licznika energii czynnej;

2.4.3. Pod kontrolą stan techniczny SKZ produkuje:

Oczyszczenie obudowy VCS z kurzu i brudu;

Sprawdzanie stanu ogrodzeń i znaków bezpieczeństwa elektrycznego;

Doprowadzenie terytorium VHC do odpowiedniego stanu.

2.4.4. Czas pracy SKZ w okresie międzykontrolnym według wskazań licznika czasu pracy ustala się jako różnicę między wskazaniami licznika w momencie przeglądu a wskazaniami w momencie poprzedniego badania SKZ.

2.4.5. Czas pracy SCP według wskazań licznika energii czynnej ustala się jako stosunek ilości energii elektrycznej zużytej w okresie międzykontrolnym do średniodobowego zużycia energii elektrycznej w poprzednim okresie międzykontrolnym.

2.4.6. Czas przestoju VCS określa się jako różnicę pomiędzy czasem pomiędzy okresem kontrolnym a czasem pracy VCS.

2.4.7. Dane dotyczące monitorowania parametrów, stanu i przestojów VCS są wprowadzane do dziennika pracy w terenie.

2.4.7. Oddzielnie dane dotyczące przestoju ECP są wprowadzane do rejestru awarii sprzętu ECP.

2.5. Monitorowanie pracy stacji odwadniających ochrona (SDZ)

2.5.1. Monitoring funkcjonowania SDZ z dostępem do autostrady prowadzony jest przez:

Dwa razy w roku w SDZ wyposaża się w zdalne sterowanie umożliwiające sterowanie parametrami określonymi w ust.

Cztery razy w miesiącu w SDZ, które nie są wyposażone w zdalne sterowanie.

2.5.2. Podczas monitorowania parametrów ochrony drenażu:

Pomiar średniego godzinnego prądu drenażowego w okresie maksymalnych i minimalnych obciążeń źródła prądów błądzących;

Pomiary potencjału ochronnego w miejscu odwodnienia.

2.5.3. Podczas monitorowania stanu technicznego SDZ przeprowadza się:

Oględziny zewnętrzne wszystkich elementów instalacji w celu wykrycia widocznych usterek i uszkodzeń mechanicznych;

Sprawdzanie połączeń stykowych;

Oczyszczenie obudowy SDZ z kurzu i brudu;

Sprawdzenie stanu ogrodzenia SDZ;

Doprowadzenie terenu SDZ do odpowiedniego stanu.

2.5.4. Monitorowane parametry i awarie SDZ zapisywane są w dzienniku terenowym pracy SDZ. Awarie SDZ są również rejestrowane w dzienniku awarii sprzętu ECP.

2.6. Monitorowanie pracy instalacji ochrona bieżnika

2.6.1. Dwa razy w roku monitorowana jest praca instalacji zabezpieczających bieżnik.

2.6.2. Jednocześnie produkują:

Pomiar natężenia prądu instalacji zabezpieczającej;

Pomiar potencjału ochronnego w miejscu odpływu instalacji ochronnika.

2.6.3. Podczas monitorowania stanu technicznego montażu bieżnika przeprowadza się:

- sprawdzenie obecności i stanu punktów kontrolno-pomiarowych w miejscach podłączenia zabezpieczeń do rurociągu naftowego;

Sprawdzanie połączeń stykowych.

2.6.4. Dane monitoringu instalacji ochronników wpisywane są do paszportu instalacji naświetlacza.

2.7. Kontrola bezpieczeństwa rurociągów naftowych generalnie polegają one na sezonowych pomiarach potencjałów ochronnych w punktach kontrolno-pomiarowych na trasie ropociągu.

2.7.1. Pomiary wykonuje się co najmniej dwa razy w roku w okresie maksymalnej wilgotności gleby:

2.7.2. Dopuszcza się dokonywanie pomiarów raz w roku, jeżeli:

Prowadzony jest zdalny monitoring instalacji ECP;

Monitorowanie potencjału ochronnego odbywa się co najmniej raz na 3 miesiące w najbardziej narażonych na korozję punktach rurociągu (o najniższym potencjale ochronnym) zlokalizowanych pomiędzy instalacjami ECP.

Jeśli okres pozytywny średnie dzienne temperatury co najmniej 150 dni w roku.

2.7.3. W miejscach zagrożonych korozją, określonych zgodnie z pkt 6.4.3. należy prowadzić monitoring bezpieczeństwa poprzez pomiar potencjału ochronnego metodą elektrody zdalnej przynajmniej raz na 3 lata według ustalonego harmonogramu pomiarów.

3. REJESTRACJA WYNIKÓW KONTROLI.
ANALIZA NIEZAWODNOŚCI URZĄDZEŃ ECP

3.1. Na podstawie wyników monitorowania działania ECP przez oddziały OJSC MN:

3.1.1. Co miesiąc, do 5 dnia następującego po miesiącu sprawozdawczym, raport o awariach urządzeń ECP przekazywany jest do OJSC MN (formularz).

3.1.2. Kwartalnie do 5 dnia następującego po kwartale miesiąca:

Określany jest stopień wykorzystania instalacji ochrony katodowej, który stanowi integralną charakterystykę niezawodności urządzeń ECP i jest definiowany jako stosunek całkowitego czasu pracy wszystkich instalacji ochrony katodowej do standardowego czasu pracy w danym kwartale. Dane wprowadzane są do formularza;

Analizę przyczyn awarii urządzeń ECP przeprowadza się na podstawie danych z formularza;

Podjęto działania mające na celu jak najszybsze wyeliminowanie większości wspólne powody awarie w kolejnych okresach eksploatacji;

Wypełnia się formularz całkowitego rozliczenia przestojów (formularz ), określa się liczbę VAC, które nie działały dłużej niż 80 godzin na kwartał;

Zgodnie z punktem 6.4.5 określa się bezpieczeństwo czasowe każdego rurociągu naftowego.

Zgodnie z pkt 6.4.5 określa się bezpieczeństwo każdego rurociągu naftowego na jego długości;

Dla ogólnej oceny skuteczności usuwania awarii wyznacza się średni czas przestoju przypadający na jeden VCS (stosunek całkowitego czasu przestoju VCS do liczby uszkodzonych VCS);

Określa się liczbę VHC, które stały bezczynnie dłużej niż 10 dni w roku (formularz).

3.2. Na podstawie wyników danych przedstawionych przez oddziały przez służbę ECP OJSC MN:

3.2.1. Co miesiąc do 10 dnia do Transniefti AK przesyłana jest analiza naruszeń w działaniu urządzeń elektrycznych wraz z danymi o awariach SCP;

3.2.2. Kwartalnie, do 10 dnia następującego po kwartale miesiąca, ogólnie dla rurociągów naftowych OJSC ustala się:

Współczynnik wykorzystania instalacji ochrony katodowej (formularz);

Analiza przyczyn awarii (formularz);

Liczba VHC, które pozostawały bezczynne przez ponad 80 godzin na kwartał (formularz);

Bezpieczeństwo rurociągów naftowych ustala się w czasie.

Bezpieczeństwo rurociągów naftowych zależy od długości;

Określany jest średni czas przestoju jednego VCS;

Liczba systemów VCS, które pozostawały bezczynne przez ponad 10 dni w roku.

3.3. Każdego roku JSC VMN rozwija wydarzenia mające na celu zwiększenie niezawodności sprzętu ECP i są uwzględnione w planie naprawy i odbudowy kapitału.

4.7 DZIAŁANIE ZABEZPIECZEŃ ELEKTROCHEMICZNYCH

4.7.1 Podczas eksploatacji instalacji ECP należy przeprowadzać okresowe przeglądy techniczne i weryfikację ich sprawności działania.

Każda instalacja zabezpieczająca musi posiadać dziennik kontroli, w którym zapisywane są wyniki kontroli i pomiarów.

4.7.2 Konserwację instalacji ECP w trakcie eksploatacji należy przeprowadzać zgodnie z harmonogramem przeglądów technicznych i planowych konserwacji. Harmonogram przeglądów technicznych i konserwacji zapobiegawczej musi zawierać określenie rodzajów i objętości przeglądów i prac naprawczych, terminów ich realizacji, instrukcje dotyczące organizacji rachunkowości i raportowania wykonanych prac.

Głównym celem prac jest utrzymanie instalacji zabezpieczeń ECP w stanie pełnej funkcjonalności, aby zapobiec ich przedwczesnemu zużyciu i awariom.

4.7.3 Przegląd techniczny obejmuje:

Przegląd wszystkich elementów instalacji w celu wykrycia usterek zewnętrznych, sprawdzenie gęstości styków, przydatności instalacji, braku uszkodzeń mechanicznych poszczególnych elementów, braku przepaleń i oznak przegrzania, braku wykopów na trasie kabli drenażowych oraz uziemienia anodowe;

Sprawdzanie przydatności bezpieczników;

Czyszczenie obudowy spustu i konwertera katodowego, zespołu ochrony złącza na zewnątrz i wewnątrz;

Pomiar prądu i napięcia na wyjściu przetwornicy lub pomiędzy anodą galwaniczną (ochronnikiem) a rurą;

Pomiar polaryzacji lub całkowitego potencjału rurociągu w miejscu przyłączenia instalacji;

Dokonanie wpisu w protokole instalacji o wynikach wykonanych prac.

4.7.4 Naprawy bieżące obejmują:

Pomiar rezystancji izolacji kabli elektroenergetycznych;

Jedna lub dwie z następujących napraw: linie energetyczne (do 20% długości), zespół prostowniczy, zespół sterujący, Jednostka miary, obudowa instalacyjna i elementy mocujące, kabel drenażowy (do 20% długości), urządzenie stykowe obwodu uziemiającego anodę, obwód uziemiający anodę (mniej niż 20%).

4.7.5 Generalny remont obejmuje:

Wszystkie prace związane z kontrolą techniczną;

Więcej niż dwie naprawy wymienione w pkt 4.7.4 lub naprawy w ilości większej niż 20% - linia energetyczna, kabel spustowy, obwód uziemienia anody.

4.7.6 Naprawy nieplanowane – rodzaj naprawy spowodowanej awarią sprzętu i nieprzewidzianej plan roczny naprawa.

Awarię sprzętu należy odnotować w protokole awaryjnym, który wskazuje przyczyny wypadku i wady wymagające usunięcia.

Przegląd techniczny - 2 razy w miesiącu dla katody, 4 razy w miesiącu - dla instalacji drenażowych i 1 raz na 6 miesięcy - dla instalacji zabezpieczenie galwaniczne(w przypadku braku telemechanicznego środka sterującego). Jeżeli dostępne są środki kontroli telemechanicznej, terminy przeglądów technicznych ustala kierownictwo organizacji obsługującej, biorąc pod uwagę dane dotyczące niezawodności urządzeń telemechanicznych;

Naprawy bieżące – raz w roku;

Naprawy główne - w zależności od warunków pracy (mniej więcej raz na 5 lat).

4.7.8 W celu szybkiego przeprowadzenia nieplanowanych napraw i ograniczenia przerw w pracy ECP w organizacjach obsługujących urządzenia ECP, wskazane jest posiadanie funduszu rezerwowego konwerterów do ochrony katodowej i drenażowej w wysokości 1 konwertera rezerwowego na 10 pracujących te.

4.7.9 Sprawdzając parametry elektrycznego zabezpieczenia drenażu, mierzy się prąd drenażowy, stwierdza się brak prądu w obwodzie drenażowym, gdy zmienia się biegunowość rurociągu względem szyn, określa się próg reakcji drenażu (jeśli występuje przekaźnik w obwodzie drenażowym lub obwodzie sterującym), a także rezystancję w elektrycznym obwodzie drenażowym.

4.7.10 Podczas sprawdzania parametrów pracy stacji katodowej mierzy się prąd ochrony katodowej, napięcie na zaciskach wyjściowych stacji katodowej oraz potencjał rurociągu na urządzeniu stykowym.

4.7.11 Sprawdzając parametry instalacji ochrony galwanicznej należy zmierzyć:

1) natężenie prądu w obwodzie anody galwanicznej (GA) – konstrukcja chroniona;

2) różnica potencjałów pomiędzy HA a rurą;

3) potencjał rurociągu w miejscu połączenia HA z przyłączonym HA.

4.7.12 Skuteczność ECP sprawdza się co najmniej 2 razy w roku (w odstępie co najmniej 4 miesięcy), a także przy zmianie parametrów pracy instalacji ECP oraz w przypadku zmian warunków korozyjnych związanych z:

Układanie nowych obiektów podziemnych;

Zmiana konfiguracji sieci gazowej i kolejowej na obszarze ochronnym;

Instalacja ECP na sąsiednich połączeniach.

4.7.13 Skuteczność ECP podziemnych rurociągów stalowych monitoruje się poprzez potencjał polaryzacyjny lub, jeżeli nie ma możliwości jego zmierzenia, poprzez całkowity potencjał rurociągu w miejscu przyłączenia instalacji ECP oraz na granicach strefy ochronne, które tworzy. Do podłączenia do rurociągu można wykorzystać punkty kontrolno-pomiarowe, wejścia do budynków i inne elementy rurociągu dostępne do pomiarów. Na rurociągu prowadzącym do punktu przyłączenia nie powinny znajdować się połączenia kołnierzowe lub izolujące elektrycznie, chyba że zostaną na nich zamontowane zworki elektryczne.

4.7.14 Pomiar potencjału polaryzacyjnego rurociągów stalowych odbywa się na aparaturze stacjonarnej wyposażonej w długoterminową elektrodę odniesienia z siarczanu miedzi z czujnikiem potencjału – elektrodę pomocniczą (VE, rys. 4.7.1) lub na aparaturze niestacjonarnej z wykorzystaniem przenośna elektroda referencyjna siarczanu miedzi z czujnikiem potencjału - elektroda pomocnicza (VE, rys. 4.7.2).

Rys. 4.7.1 Schemat pomiaru potencjału polaryzacyjnego na przyrządach stacjonarnych

1 - rurociąg; 2 - przewody sterujące; 3 - typ urządzenia 43313.1; 4 - stacjonarna elektroda odniesienia z siarczanem miedzi; 5 - czujnik potencjału.

Notatka:

Rys. 4.7.2 Schemat pomiaru potencjału polaryzacji na przyrządach niestacjonarnych

1 - rurociąg; 2 - czujnik potencjału; 3 - przenośna elektroda odniesienia z siarczanem miedzi; 4 - typ urządzenia 43313.1

Notatka:

W przypadku stosowania urządzenia typu PKI-02 przewód z rurociągu podłącza się do odpowiedniego zacisku urządzenia.

4.7.15 Do pomiaru potencjału polaryzacyjnego na przyrządach niestacjonarnych wykorzystuje się elektrodę HE oraz przenośną elektrodę odniesienia z siarczanem miedzi, instalowaną na czas pomiarów w specjalnym zagłębieniu.

Przygotowanie wykopu i instalacja VE odbywa się w następującej kolejności:

W zamierzonym punkcie pomiarowym (gdzie istnieje możliwość podłączenia do rurociągu) lokalizację rurociągu określa się za pomocą wyszukiwarki tras lub na podstawie odnośników na planie trasy rurociągu.

Nad rurociągiem lub jak najbliżej niego w miejscu, gdzie go nie ma nawierzchnia drogi wykonać dół o głębokości 300-350 mm i średnicy 180-200 mm.

Czujnik (SE) i przenośną elektrodę odniesienia należy instalować w odległości co najmniej 3 H z rurek zaworów hydraulicznych, kolektorów kondensatu i rurek sterujących ( H- odległość od powierzchni ziemi do górna tworząca rurociąg).

Przed montażem w ziemi VE czyści się papierem ściernym (GOST 6456-82) o uziarnieniu 40 lub mniejszym i wyciera do sucha. W pierwszej kolejności należy usunąć wtrącenia stałe o wielkości powyżej 3 mm z części gleby pobranej z dna wykopu, która ma kontakt z materiałem wybuchowym. Na wypoziomowane dno wykopu wylewa się warstwę gleby o grubości 30 mm. Następnie układany jest VE powierzchnia robocza w dół i zasypać ziemią do poziomu 60-80 mm od dna wykopu. Gleba nad VE jest zagęszczana z siłą 3-4 kg na powierzchnię VE. Przenośna elektroda odniesienia jest zainstalowana na górze i przykryta ziemią. Przed montażem przenośna elektroda odniesienia jest przygotowywana zgodnie z punktem 4.2.12. W przypadku opadów podejmowane są środki zapobiegające przedostawaniu się wilgoci z gleby i wilgoci do dołu.

4.7.16 Do pomiaru potencjału polaryzacji należy zastosować przyrządy z wyłącznikiem prądowym (np. typ 43313.1 lub PKI-02).

Wyłącznik prądowy zapewnia naprzemienne podłączenie EC do rurociągu i obwodu pomiarowego.

Pomiary na przyrządach stacjonarnych i niestacjonarnych przeprowadza się w następujący sposób. Przewody sterujące z rurociągu, HE i elektrody odniesienia podłączamy do odpowiednich zacisków urządzeń (rys. 4.7.1 i 4.7.2); włącz urządzenie. Po 10 minutach od włączenia urządzenia dokonywany jest pomiar potencjałów i wyniki zapisywane co 10 s lub w przypadku stosowania urządzenia PKI-02 zapisywane w pamięci urządzenia. Czas trwania pomiarów przy braku prądów błądzących wynosi co najmniej 10 minut. W obecności prądów błądzących czas trwania pomiarów przyjmuje się zgodnie z zaleceniami zawartymi w p. 4.2.13.

Wyniki pomiarów zapisuje się w protokole (załącznik C).

Uwagi:

1. Czas trwania pomiarów potencjału rurociągu w miejscu przyłączenia instalacji zabezpieczającej podczas jej przeglądu technicznego (patrz p. 4.7.3) może wynosić 5 minut.

2. Jeżeli na aparaturze stacjonarnej VE jest na stałe podłączony do rurociągu spolaryzowanego katodowo, to pomiary potencjału polaryzacyjnego rozpoczynają się natychmiast po podłączeniu urządzenia.

4.7.17 Średni potencjał polaryzacji mi Poślubić, B, oblicza się ze wzoru:

,

gdzie  mi I- suma zmierzonych N wartości potencjałów polaryzacyjnych (V) dla całego okresu pomiarowego;

N - Łączna pomiary.

4.7.18 Po zakończeniu prac pomiarowych na oprzyrządowaniu niestacjonarnym i usunięciu elektrody odniesienia i VE z wykopu, wykop zasypuje się ziemią. Aby zapewnić możliwość powtarzania pomiarów w danym punkcie, punkt pomiarowy powiązany jest z planem ułożenia rurociągu.

4.7.19 Do określenia wydajności ECP na podstawie całkowitego potencjału (w tym polaryzacji i składowych omowych) stosuje się urządzenia takie jak EV 2234, 43313.1, PKI-02. Przenośne elektrody odniesienia instaluje się na powierzchni ziemi w minimalnej możliwej odległości (w planie) od rurociągu, w tym na dnie studni. Tryb pomiarowy – zgodnie z p. 4.7.15.

4.7.20 Średnia wartość potencjału całkowitego U Poślubić(B) oblicza się ze wzoru:

,

gdzie  U I- suma wartości całkowitego potencjału, N- całkowita liczba próbek.

Wyniki pomiarów zapisywane są w dzienniku zbiorczym (załącznik C), mogą być także rejestrowane na mapach rurociągów podziemnych.

4.7.21 W przypadku ochrony według złagodzonego kryterium bezpieczeństwa minimalny (w wartości bezwzględnej) potencjał polaryzacji ochronnej określa się ze wzoru:

mi min = mi ul– 0,10 V,

Gdzie mi ul- potencjał stacjonarny elektrody pomocniczej (czujnik potencjału).

Potencjał polaryzacji mierzy się zgodnie z punktem 4.7.15.

Do ustalenia mi ul czujnika (SE), czujnik odłącza się od rury, a jego potencjał mierzony jest po 10 minutach od odłączenia mi. Jeżeli zmierzony potencjał jest bardziej ujemny - 0,55 V, wówczas wartość tę przyjmuje się jako mi ul. Jeżeli zmierzony potencjał w wartości bezwzględnej jest równy lub mniejszy niż 0,55 V, wówczas zostaje on przyjęty mi ul= -0,55 V. Wartości mi ul(zmierzone i zaakceptowane) wpisuje się do protokołu (załącznik C).

4.7.22 W przypadku stwierdzenia nieskutecznej pracy instalacji ochrony katodowej lub drenażowej (ich obszary zasięgu są zmniejszone, potencjały różnią się od dopuszczalnych ochronnych), należy uregulować tryb pracy instalacji ECP.

Jeżeli potencjał rurociągu w miejscu podłączenia anody galwanicznej (GA) jest mniejszy (wg całkowita wartość) konstrukcji lub minimalnego potencjału ochronnego, należy sprawdzić sprawność przewodu łączącego HA z rurociągiem, miejsca jego przylutowania do rurociągu i HA. Jeśli przewód połączeniowy i jego miejsca lutownicze okażą się w dobrym stanie, a potencjał w wartości bezwzględnej nie wzrasta, należy wykonać otwór na głębokość zasypu HA, aby go sprawdzić i sprawdzić obecność zasypki (aktywatora). dookoła tego.

4.7.23 Oporność na rozprzestrzenianie się anodowego prądu uziemiającego należy mierzyć we wszystkich przypadkach, gdy tryb pracy stacji katodowej zmienia się gwałtownie, ale co najmniej raz w roku.

Oporność uziemienia anodowego na rozpływ prądu określa się jako iloraz podziału napięcia wyjściowego instalacja katodowa do prądu wyjściowego lub za pomocą urządzenia M-416 i elektrody stalowe zgodnie ze schematem na rys. 4.7.3.

Rys.4.7.3 Pomiar rezystancji uziemienia anodowego przy przepływie prądu

1 - przewody uziemiające anodę; 2 - punkt kontrolno-pomiarowy; 3 - urządzenie pomiarowe;

4 - elektroda pomiarowa; 5 - elektroda zasilająca; 6 - przewód spustowy.

Z długością uziemienia anody l a.z elektroda zasilająca jest przenoszona na odległość B 3 l a.z, elektroda pomiarowa - na odległość A 2 l a.z

4.7.24 Rezystancja uziemień ochronnych instalacji elektrycznych jest mierzona co najmniej raz w roku. Schemat pomiaru rezystancji rozpływu prądu uziemienia ochronnego pokazano na rys. 4.7.3. Pomiarów należy dokonać jak najbardziej czas suchy roku.

4.7.25 Sprawność połączeń elektroizolacyjnych sprawdzana jest co najmniej raz w roku. W tym celu stosuje się specjalne certyfikowane wskaźniki jakości połączeń elektroizolacyjnych.

W przypadku braku takich wskaźników, spadek napięcia na połączeniu elektrycznie izolującym lub potencjałach rur po obu stronach połączenia elektrycznie izolującego mierzony jest synchronicznie. Pomiar odbywa się za pomocą dwóch miliwoltomierzy. Jeżeli połączenie izolacji elektrycznej jest prawidłowe, pomiar synchroniczny wykazuje skok potencjału.

W przypadku stosowania wkładek izolacyjnych JSC „Ekogaz” (Vladimir), mając łącznik metalowy izolowany po obu stronach rurociągu, jego przydatność można sprawdzić poprzez określenie rezystancji złącza względem każdej strony rurociągu za pomocą meggera o napięciu do 500 V. Rezystancja musi wynosić co najmniej 200 kOhm.

Wyniki kontroli dokumentuje się protokołami zgodnie z Załącznikiem Ch.

4.7.26 Jeżeli w istniejącej instalacji ECP w ciągu roku zaobserwowano 6 lub więcej awarii w pracy konwertera, należy go wymienić. Aby określić możliwość dalszego wykorzystania konwertera, należy go przetestować w zakresie przewidzianym przez wymagania kontroli przedmontażowej.

4.7.27 Jeżeli podczas eksploatacji instalacji ECP całkowity awaryjności w jego eksploatacji przekracza 12, należy przeprowadzić kontrolę stanu technicznego rurociągu na całej długości strefy ochronnej.

4.7.28 Organizacje obsługujące urządzenia ECP muszą co roku sporządzać raport o awariach w ich działaniu.

4.7.29 Łączny czas przerw w pracy instalacji PEK nie powinien przekraczać 14 dni w ciągu roku.

W przypadkach, gdy w obszarze zasięgu uszkodzonej instalacji ECP potencjał ochronny rurociągu zapewniają sąsiednie instalacje ECP (nakładające się strefy ochronne), ramy czasowe na usunięcie awarii ustala kierownictwo organizacji obsługującej .

4.8 KONTROLA EKSPLOATACYJNA STANU IZOLACJI I ZAGROŻENIA KOROZJĄ RUROCIĄGÓW

4.8.1 We wszystkich wgłębieniach usuniętych podczas naprawy, rekonstrukcji i eliminacji wad izolacji lub uszkodzeń korozyjnych rurociągu należy określić stan korozji metalu i jakość powłoki izolacyjnej.

4.8.2 W przypadku stwierdzenia uszkodzeń korozyjnych na działającym rurociągu przeprowadza się badania w celu ustalenia przyczyny korozji i opracowania środków antykorozyjnych.

Wzór protokołu kontroli zatwierdza kierownik gospodarstwa obsługującego rurociąg.

Akt musi odzwierciedlać:

Rok oddania tego odcinka rurociągu do eksploatacji, średnica rurociągu, grubość ścianki, głębokość ułożenia;

Rodzaj i materiał powłoki izolacyjnej;

Stan powłoki (obecność uszkodzeń);

Grubość, rezystancja styku, przyczepność powłoki;

Agresywność korozyjna gleby;

Obecność niebezpiecznych skutków prądów błądzących;

Informacje o dacie włączenia zabezpieczenia oraz dane o występujących wyłączeniach zabezpieczeń elektrycznych;

Dane pomiarowe potencjału polaryzacyjnego rury i potencjału rury przy wyłączonym zabezpieczeniu;

Stan zewnętrznej powierzchni rury w pobliżu miejsca uszkodzenia, obecność i charakter produktów korozji, liczba i wielkość uszkodzeń oraz ich umiejscowienie na obwodzie rury.

Jeżeli podczas badania wykopu zostanie wykryta duża agresywność korozyjna gruntu lub niebezpieczne działanie prądów błądzących, należy dodatkowo określić agresywność korozyjną gruntu i obecność niebezpiecznego działania prądów błądzących w odległości około 50 m po obu stronach miejsca uszkodzenia wzdłuż trasy rurociągu.

Wniosek powinien wskazać przyczynę korozji i zaproponować działania antykorozyjne.

Możliwą formę aktu podano w załączniku III.

4.8.3 Określanie niebezpiecznego działania prądów błądzących (zgodnie z pkt. 4.2.16-4.2.24) na odcinkach rurociągów, które wcześniej nie wymagały ECP, przeprowadza się raz na 2 lata, a także przy każdej zmianie warunków korozyjnych .

4.8.4 Ocenę agresywności korozyjnej gruntów (wg p. 4.2.1-4.2.8) wzdłuż trasy rurociągów, które dotychczas nie wymagały PŚK przeprowadza się raz na 5 lat oraz przy każdej zmianie warunków korozyjnych .

4.8.5 Na odcinkach rurociągu, na których wystąpiły uszkodzenia korozyjne, po ich usunięciu, zaleca się przewidzieć zamontowanie wskaźników korozji (pkt 4.3.11 i Załącznik O).

APLIKACJE

załącznik A

(Informacyjny)

ZWÓJ

dokumenty regulacyjne, o których mowa w niniejszej instrukcji

1. GOST 9.602-89*. jeden system ochrona przed korozją i starzeniem. Konstrukcje podziemne. Ogólne wymagania do ochrony antykorozyjnej. Biorąc pod uwagę zmianę. nr 1.

2. GOST R 51164-98. Główne rurociągi stalowe. Ogólne wymagania dotyczące ochrony przed korozją.

3. GOST 16336-77*. Mieszanki polietylenowe dla przemysłu kablowego. Warunki techniczne.

4. GOST 16337-77* E. Polietylen wysokie ciśnienie. Warunki techniczne.

5. GOST 9812-74. Bitumy naftowe. Metody określania nasycenia wodą.

6. GOST 11506-73*. Bitumy naftowe. Metoda wyznaczania temperatury mięknienia za pomocą pierścienia i kulki.

7. GOST 11501-78*. Bitumy naftowe. Metoda określania głębokości penetracji igły.

8. GOST 11505-75*. Bitumy naftowe. Metoda wyznaczania wydłużenia.

9. GOST 15836-79. Mastyk izolacyjny bitumiczno-gumowy.

10. GOST 2678-94. Walcowane materiały dachowe i hydroizolacyjne. Metody testowe.

11. GOST 19907-83. Tkaniny elektroizolacyjne wykonane z nici ze skręconych włókien szklanych.

12. GOST 12.4.011-89. SSBT. Sprzęt ochronny dla pracowników. Wymagania ogólne i klasyfikacja.

13. GOST 6709-72. Woda destylowana.

14. GOST 19710-83E. Glikol etylenowy. Warunki techniczne.

15. GOST 4165-78. Siarczan miedzi 5-woda. Warunki techniczne.

16. GOST 5180-84. Gleby. Metody oznaczenie laboratoryjne Charakterystyka fizyczna.

17. GOST 6456-82. Papier ścierny. Warunki techniczne.

18. Zasady bezpieczeństwa w przemysł gazowy(PB 12-245-98). M.: NPO OBT, 1999.

19. SNiP 11-01-95. Instrukcje dotyczące procedury opracowywania, koordynacji, zatwierdzania i składu dokumentacja projektu do budowy przedsiębiorstw, budynków i budowli.

20. Zasady budowy instalacji elektrycznych (PUE). 6. edycja. M.: ZAO „Energo”, 2000.

21. Zasady działania konsumenckich instalacji elektrycznych (PEEP) Glavenergonadzor w Rosji.

22. Przepisy bezpieczeństwa dotyczące eksploatacji konsumenckich instalacji elektrycznych (PTBEEP) Glavenergonadzor Rosji.

23.TU 1394-001-05111644-96. Rury stalowe z dwuwarstwową powłoką z ekstrudowanego polietylenu.

24.TU 1390-003-01284695-00. Rury stalowe z zewnętrzną powłoką z wytłaczanego polietylenu.

25.TU 1390-002-01284695-97. Rury stalowe z zewnętrzną powłoką z wytłaczanego polietylenu.

26.TU 1390-002-01297858-96. Rury stalowe o średnicach 89-530 mm z zewnętrzną powłoką antykorozyjną wykonaną z ekstrudowanego polietylenu.

27.TU 1390-003-00154341-98. Rury stalowe spawane elektrycznie i bez szwu z zewnętrzną dwuwarstwową powłoką antykorozyjną na bazie ekstrudowanego polietylenu.

28.TU 1390-005-01297858-98. Rury stalowe z zewnętrzną dwuwarstwową pokrycie ochronne na bazie ekstrudowanego polietylenu.

29.TU RB 03289805.002-98. Rury stalowe o średnicy 57-530 mm z zewnętrzną dwuwarstwową powłoką na bazie ekstrudowanego polietylenu.

30.TU 1394-002-47394390-99. Rury stalowe o średnicy od 57 do 1220 mm pokryte ekstrudowanym polietylenem.

31.TU 1390-013-04001657-98. Rury o średnicy 57-530 mm z zewnętrzną łączoną powłoką taśmowo-polietylenową.

32.TU 1390-014-05111644-98. Rury o średnicy 57-530 mm z zewnętrzną łączoną powłoką taśmowo-polietylenową.

33.TU RB 03289805.001-97. Rury stalowe o średnicy 57-530 mm z zewnętrzną łączoną powłoką taśmowo-polietylenową.

34.TU 4859-001-11775856-95. Rury stalowe pokryte polimerowymi taśmami klejącymi.

35.TU 2245-004-46541379-97. Taśma termokurczliwa dwuwarstwowa modyfikowana radiacyjnie „DONRAD”.

36. TU 2245-002-31673075-97. Taśma termokurczliwa dwuwarstwowa modyfikowana radiacyjnie „;DRL”;.

37. TU 2245-001-44271562-97. Taśma termokurczliwa ochronna „Terma”.

38. TU RB 03230835-005-98. Taśmy termokurczliwe dwuwarstwowe.

39.TU 8390-002-46353927-99. Włóknina termicznie klejona tkanina techniczna.

40.TU 8390-007-05283280-96. Włóknina klejona do celów technicznych.

41. TU 2245-003-1297859-99. Taśma polietylenowa do ochrony rurociągów naftowych i gazowych „POLYLEN”.

42. TU 2245-004-1297859-99. Opakowania polietylenowe do ochrony rurociągów naftowych i gazowych „;POLYLEN - OB”;.

43. TU 38.105436-77 z ks. Nr 4. Gumowa folia hydroizolacyjna.

44.TU 2513-001-05111644-96. Mastyk bitumiczno-polimerowy do powłok izolacyjnych rurociągów podziemnych.

45. TU 2245-001-48312016-01. Taśma polimerowo-bitumiczna na bazie masy uszczelniającej „Transkor”. - LITKOR.

46. ​​​​TU 2245-024-16802026-00. Taśma LIAM-M (modyfikowana) do izolacji podziemnych rurociągów gazowych i naftowych.

47.TU 5775-002-32989231-99. Mastyks izolacyjny bitumiczno-polimerowy „Transkor”.

48. TU 204 RSFSR 1057-80. Ochronna powłoka bitumiczna chroniąca przed korozją podziemną stali gazowej i sieci wodociągowe i zbiorniki magazynujące skroplony gaz.

7 Włodzimierz 2005 1 PRZEDMOWA Celem dyscypliny „Automatyzacja systemów… wykrywanie ukrytych ( pod ziemią) nieszczelności zewnętrznych… zużytych gazociągów.” 9.13. InstrukcjePrzezochronamiejskirurociągizkorozja. R & D153 -39 .4-091 -01 9.14. GOST 9.602 ...