8.1 Металлические сооружения МН (линейная часть, технологические внутриплощадочные трубопроводы, резервуары, силовые кабели, кабели связи) подлежат защите от коррозии под действием природных и технологических сред и от действия блуждающих токов.

8.2 В состав средств защиты металлических сооружений от коррозии и блуждающих токов входят:

Защитные покрытия (лакокрасочные материалы, нефтебитумные покрытия, полимерные пленки и материалы);

Устройства по созданию катодной поляризации на подземных металлических сооружениях с сопутствующими элементами (анодные заземления, соединительные провода и кабели, соединительные перемычки между параллельно проходящими трубопроводами, контрольно-измерительные колонки, электроды сравнения, блоки совместной защиты);

Дренажные станции (СДЗ), кабельные линии подключения к источнику блуждающих токов.

8.3 Для обеспечения эффективной и надежной работы средств электрохимической защиты в составе ОАО магистральных нефтепроводов организуется производственная служба ЭХЗ.

8.4 Структура, состав, оснащенность службы ЭХЗ, определяется положением, утвержденным руководителем ОАО МН.

8.5 Служба ЭХЗ организует свою работу в соответствии с графиком ППР, требованиями ГОСТ Р 51164, ГОСТ 9.602, ПЭЭП и Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей и Положения о службе ЭХЗ и настоящих Правил.

8.6 Квалификационная группа обслуживающего персонала должна соответствовать требованиям Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

8.7 Периодичность проверки работы средств ЭХЗ:

Два раза в год на установках, обеспеченных дистанционным контролем и на установках протекторной защиты;

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

Четыре раза в месяц на установках, находящихся в зонах действия блуждающих токов и не обеспеченных дистанционным контролем.

8.8.При проверке работы установок ЭХЗ проводят измерение и фиксирование следующих показателей:

Напряжения и тока на выходе СКЗ, потенциала в точке дренажа;

Суммарного времени наработки СКЗ под нагрузкой и потребление активной энергии за прошедший период;

Среднечасового тока дренажа и защитного потенциала в точке дренажа в период минимальной и максимальной нагрузки источника блуждающих токов;

Потенциала и тока в точке дренажа протекторных установок.

Данные показатели фиксируются в журнале эксплуатации средств ЭХЗ.

8.9 Измерение защитных потенциалов на МН на всех контрольно-измерительных пунктах проводится два раза в год. При этом внеочередные измерения проводятся на участках, где произошло изменение:

Схем и режимов работы средств ЭХЗ;

Режимов работы источников блуждающих токов;

Схем прокладки подземных металлических сооружений (укладка новых, демонтаж старых).

8.10 Электрохимическая защита должна обеспечивать в течении всего срока эксплуатации непрерывную во времени катодную поляризацию трубопровода на всем протяжении не меньше минимального (минус 0,85 В) и не больше максимального (минус 3,5 В) защитных потенциалов (приложение Е).

8.11 Проектирование новых или реконструкция действующих на МН средств ЭХЗ должны проводиться с учетом условий прокладки (эксплуатации) трубопровода, данных о коррозионной активности грунтов, требуемого срока службы сооружения, технико-экономических расчетов, требований НД.

8.12 Приемка в эксплуатацию законченных строительством (ремонтом) средств ЭХЗ должна проводиться согласно требованиям, указанным в разделе 2 настоящих Правил.

8.13 Сроки включения средств электрохимической защиты с момента укладки участков подземного трубопровода в грунт должны быть минимальными и не превышать одного месяца (при ремонтах и регламентных работах не более 15 суток).

Дренажная защита должна включаться в работу одновременно с укладкой участка трубопровода в грунт, в зоне действия блуждающих токов.

8.14 Защиту металлических сооружений МН от действия агрессивных составляющих товарной нефти и подтоварной воды, защиту от внутренней коррозии осуществляет служба ЭХЗ ОАО МН.

8.15 Контроль за сохранностью на трассе средств ЭХЗ должна организовать и вести служба эксплуатации линейной части МН.

8.16 На действующих нефтепроводах вскрытие трубопровода, приварку катодных, дренажных выводов и КИП должна проводить служба эксплуатации нефтепровода.

8.17 При ремонте нефтепровода с заменой изоляции, восстановление узлов подключения средств ЭХЗ (КИП, перемычки, СКЗ, СДЗ) к трубопроводу должна выполнять организация, ведущая ремонт изоляции, в присутствии представителя службы ЭХЗ.

8.18 Заключение о необходимости усиления (ремонта) средств ЭХЗ до полной замены (ремонта) изоляции трубопровода на основании электрометрических измерений, визуального осмотра состояния трубопровода и изоляции в наиболее опасных местах выдается службой ЭХЗ (при необходимости привлекаются представители научно-исследовательских организаций).

8.19 После укладки и засыпки законченных строительством или ремонтом участков трубопровода МН служба ЭХЗ должна провести определение сплошности изоляционного покрытия.

При обнаружении искателями повреждения дефектов в покрытии – участки с дефектами должны быть вскрыты, изоляция отремонтирована.

8.20 Для контроля за состоянием защитного покрытия и работой средств ЭХЗ каждый магистральный трубопровод должен быть оснащен контрольно-измерительными пунктами:

На каждом километре нефтепровода;

Не реже 500 м при прохождении нефтепровода в зоне действия блуждающих токов или наличия грунтов с высокой коррозионной активностью;

На расстоянии 3-х диаметров трубопровода от точек дренажа установок ЭХЗ и от электрических перемычек;

У водных и транспортных переходов с обеих сторон границы перехода;

У задвижек;

У пересечений с другими металлическими подземными сооружениями;

В зоне культурных и орошаемых земель (арыки, каналы, искусственные образования).

При многониточной системе трубопроводов КИП должны установить на каждом трубопроводе на одном поперечнике.

8.21 На вновь построенных и реконструируемых МН должны быть установлены электроды для контроля за уровнем поляризационного потенциала и для определения скорости коррозии без защиты.

8.22 Комплексное обследование МН с целью определения состояния противокоррозионной защиты должно проводиться на участках высокой коррозионной опасности не реже одного раза в 5 лет, а на остальных участках – не реже одного раза в 10 лет в соответствии с нормативными документами.

8.23 При комплексном обследовании противокоррозионной защиты трубопроводов должно быть определено состояние изоляционного покрытия (сопротивление изоляции, места нарушения ее сплошности, изменение ее физико-механических свойств за время эксплуатации), степень электрохимической защиты (наличие защитного потенциала на всей поверхности трубопровода) и коррозионное состояние (по результатам электрометрии, шурфовки).

8.24 По всем МН на коррозионно-опасных участках трубопроводов и на участках, имеющих минимальные значения защитных потенциалов дополнительные измерения защитных потенциалов должны проводиться с помощью выносного электрода сравнения, в том числе с использованием метода отключения, непрерывно или с шагом не более 10 м не менее одного раза в 3 года, в период максимального увлажнения грунта, а также дополнительно в случаях изменения режимов работы установок катодной защиты и при изменениях, связанных с развитием системы электрохимической защиты, источников блуждающих токов и сети подземных трубопроводов с целью оценки степени катодной защищенности и состояния изоляции трубопровода.

8.25 Противокоррозионное обследование должно проводиться производственными лабораториями ЭХЗ при ОАО МН или силами специализированных организаций, имеющих лицензии Госгортехнадзора на проведение данных работ.

8.26 Все обнаруженные при обследовании повреждения защитного покрытия должны быть точно привязаны к трассе нефтепровода, учтены в эксплуатационной документации и устранены в запланированные сроки.

8.27 Электрохимическая защита кожухов трубопроводов под авто- и железными дорогами выполняется самостоятельными защитными установками (протекторами). В процессе эксплуатации трубопровода следует проводить контроль наличия электрического контакта между кожухом и трубопроводом. При наличии электрического контакта его необходимо устранить.

8.28 Порядок организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту средств ЭХЗ определяется нормативно-технической документацией, составляющей документальную основу технического обслуживания и ремонта установок ЭХЗ.

Работы по техническому обслуживанию и текущему ремонту средств ЭХЗ должны быть организованы и проведены по эксплуатационной документации.

Работы по капитальному ремонту средств ЭХЗ должны быть организованы и проведены по ремонтной и технической документации.

8.29 Техническое обслуживание средств ЭХЗ в эксплуатационных условиях должно заключаться:

В периодическом техническом осмотре всех доступных для внешнего наблюдения конструктивных элементов средств ЭХЗ;

В снятии показаний приборов и регулировке потенциалов;

В своевременном регулировании и устранении мелких неисправностей.

8.30 Капитальный ремонт - ремонт, осуществляемый в процессе эксплуатации для гарантированного обеспечения работоспособности средств ЭХЗ до следующего планового ремонта и состоящий в устранении неисправности и полном или близким к полному восстановлению технического ресурса средств ЭХЗ в целом, с заменой или восстановлением любых его составных частей их наладкой и регулировкой. В объем капитального ремонта должны входить работы, предусмотренные текущим ремонтом.

8.31 Сетевые катодные станции и дренажные установки должны капитально ремонтироваться в стационарных условиях, а на трассе должны производить замену вышедших из строя установок. Для этого в ОАО МН должен быть обменный фонд установок.

8.32 Анодные и защитные заземления, протекторные и дренажные установки, а также ЛЭП должны ремонтироваться бригадами ЭХЗ в трассовых условиях.

8.33 Результаты всех планово-предупредительных ремонтов должны заноситься в соответствующие журналы и паспорта установок ЭХЗ.

8.34 Нормы планово-предупредительного технического обслуживания и ремонта средств ЭХЗ приведены в приложении Ж.

8.35 Резервный фонд основных устройств служб ЭХЗ ОАО МН, выполняющих плановые мероприятия технической эксплуатации (в том числе капитальный ремонт) устройств ЭХЗ должен быть следующим:

Станции катодной защиты - 10 % от общего количества СКЗ на обслуживаемом участке, но не менее пяти;

Протекторы различных типов для протекторных установок - 10 % от общего количества протекторов, имеющихся на трассе, но не менее 50;

Электродренажные установки различных типов - 20 % от общего количества дренажных установок на обслуживаемом участке, но не менее двух;

Электроды различных типов для анодного заземления станций катодной защиты - 10 % от общего количества электродов анодных заземлений, имеющихся на участке, но не менее 50;

Блоки совместной защиты - 10 % от общего количества блоков, имеющихся на участке, но не менее пяти.

8.36 В состав технической документации службы ЭХЗ должны входить:

Проект ЭХЗ по магистральному нефтепроводу;

Протоколы измерений и испытаний изоляции;

План работы службы ЭХЗ;

Графики ППР и ТО;

Журнал эксплуатации средств ЭХЗ;

Журнал учета отказов ЭХЗ;

Журнал распоряжений;

Полевые журналы эксплуатации СКЗ и СДЗ;

Годовые графики измерений потенциалов по трубопроводам;

Дефектные ведомости на оборудование ЭХЗ;

Исполнительные чертежи на анодные заземления и схемы их обвязки;

Заводские инструкции на средства ЭХЗ;

Положение о службе ЭХЗ;

Должностные и производственные инструкции;

Инструкции по ТБ.

Документация по контролю состояния ЭХЗ и защитного покрытия подлежит хранению в течении всего периода эксплуатации МН.

Порядок приемки и ввода в эксплуатацию устройств электрохимической защиты от коррозии

Установки электрохимической защиты (ЭХЗ) вводят в эксплуатацию после завершения пусконаладочных работ и испытания на стабильность в течение 72 ч.

Электрозащитные установки принимает в эксплуатацию комиссия, в состав которой входят представители следующих организаций: заказчика; проектной (по необходимости); строительной; эксплуатационной, на баланс которой будет передана построенная электрозащитная установка; конторы "Подземметаллзащита" (службы защиты); местных органов Ростехнадзора; городских (сельских) электросетей.

Данные проверки готовности объектов к сдаче заказчик сообщает телефонограммой организациям, входящим в состав приемной комиссии.

Заказчик предъявляет приемной комиссии: проект на устройство электрической защиты; акты на выполнение строительно-монтажных работ; исполнительные чертежи и схемы с нанесением зоны действия защитной установки; справку о результатах наладки защитной установки; справку о влиянии защитной установки на смежные подземные сооружения; паспорта электрозащитных устройств; акты на приемку электрозащитных установок в эксплуатацию; разрешение на подключение мощности к электрической сети; документацию о сопротивлении изоляции кабелей и растеканию защитного заземления.

После ознакомления с исполнительной документацией приемная комиссия проверяет выполнение запроектированных работ - средств и узлов электрозащиты, в том числе изолирующих фланцевых соединений, контрольно-измерительных пунктов, перемычек и других узлов, а также эффективность действия установок электрохимической защиты. Для этого измеряют электрические параметры установок и потенциалы трубопровода относительно земли на участке, где в соответствии с проектом зафиксирован минимальный и максимальный защитный потенциал.

Электрозащитную установку вводят в эксплуатацию только после подписания комиссией акта о приемке.

Если отступления от проекта или недовыполнение работ влияют на эффективность защиты либо противоречат требованиям эксплуатации, то они должны быть отражены в акте с указанием сроков их устранения и представления к повторной приемке.

Каждой принятой установке присваивают порядковый номер и заводят специальный паспорт электрозащитной установки, в которой заносят все данные приемочных испытаний.

При приемке в эксплуатацию изолирующих фланцев представляют: заключение проектной организации на установку изолирующих фланцев; схему трассы газопровода с точными привязками мест установки изолирующих фланцев (привязки изолирующих фланцев могут быть даны на отдельном эскизе); заводской паспорт изолирующего фланца (если последний получен с завода).

Приемку в эксплуатацию изолирующих фланцев оформляют справкой. Принятые в эксплуатацию изолирующие фланцы регистрируют в специальном журнале.

При приемке в эксплуатацию шунтирующих электроперемычек представляют заключение проектной организации на установку электрической перемычки с обоснованием ее типа; исполнительный чертеж перемычки на подземных сооружениях с привязками мест установки; акт на скрытые работы со ссылкой на соответствие проекту конструктивного исполнения электроперемычки.

При приемке в эксплуатацию контрольных проводников и контрольно-измерительных пунктов представляют исполнительный чертеж с привязками, акт на скрытые работы со ссылкой на соответствие проекту конструктивного исполнения контрольных проводников и контрольно-измерительных пунктов.

Электрические измерения на газопроводе

Электрические коррозионные измерения на подземных стальных трубопроводах выполняют для определения степени опасности электрохимической коррозии подземных трубопроводов и эффективности действия электрохимической защиты.

Коррозионные измерения осуществляются при проектировании, строительстве и эксплуатации противокоррозионной защиты подземных стальных трубопроводов. Показатели коррозионной активности грунта по отношению к стали приведены в табл.1.

Таблица 1

Показатели коррозионной активности грунта по отношению к стали

Критерием опасности коррозии, вызываемой блуждающими токами, является наличие положительной или знакопеременной разности потенциалов между трубопроводом и землей (анодной или знакопеременной зоны). Опасность коррозии подземных трубопроводов блуждающими токами оценивают на основании электрических измерений. Основным показателем, определяющим опасность коррозии стальных подземных трубопроводов под действием переменного тока электрифицированного транспорта, является смещение разности потенциалов между трубопроводом и землей в отрицательную сторону не менее чем на 10 мВ по сравнению со стандартным потенциалом трубопровода.

Защита подземных стальных трубопроводов от почвенной коррозии и коррозии, вызываемой блуждающими токами, осуществляется путем их изоляции от контакта с окружающим грунтом и ограничения проникновения блуждающих токов из окружающей среды и путем катодной поляризации металла трубопровода.

Для уменьшения влияния коррозии рационально выбирают трассу трубопровода, а также используют различные типы изоляционных покрытий и специальные способы прокладки газопроводов.

Целью коррозионных измерений при проектировании защиты вновь сооружаемых подземных трубопроводов является выявление участков трасс, опасных в отношении подземной коррозии. При этом определяют коррозионную активность грунта и значения блуждающих токов в земле.

При проектировании защиты уложенных в землю трубопроводов проводят коррозионные измерения с целью выявления участков, находящихся в зонах коррозионной опасности, вызванной агрессивностью грунта или влиянием блуждающих токов. Определяют коррозионную активность грунта, измеряя разность потенциалов между трубопроводом и землей, а также определяя значение и направление тока в трубопроводе.

Коррозионные измерения при строительстве подземных трубопроводов делятся на две группы: проводимые при производстве изоляционно-укладочных работ и проводимые при монтажных работах и наладке электрохимической защиты. При монтажных работах и наладке электрохимической защиты измерения проводят для определения параметров установок электрохимической защиты и контроля эффективности их действия.

В сети действующих газопроводов измерение потенциалов проводят в зонах действия средств электрозащиты подземных сооружений и в зонах влияния источников блуждающих токов два раза в год, а также после каждого значительного изменения коррозионных условий (режима работы электрозащитных установок, системы электроснабжения электрифицированного транспорта). Результаты измерения фиксируют в картах-схемах подземных трубопроводов. В остальных случаях измерения производят один раз в год.

Удельное сопротивление грунта определяют с помощью специальных измерительных приборов М-416, Ф-416 и ЭГТ-1М.

Для измерения напряжений и тока при коррозионных измерениях используют показывающие и регистрирующие приборы. Вольтметры применяют с внутренним сопротивлением не менее 20 Ом на 1 В. При проведении коррозионных измерений применяют неполяризующиеся медно-сульфатные электроды.

Медно-сульфатный неполяризующийся электрод ЭН-1 состоит из пористой керамической чашки и пластмассовой крышки, в которую ввинчивается медный стержень. В медном стержне сверху высверлено отверстие для присоединения вилки. Во внутреннюю плоскость электрода заливается насыщенный раствор медного купороса. Сопротивление электрода не более 200 Ом. В футляре обычно размещают два электрода.

Неполяризующийся медно-сульфатный электрод сравнения НН-СЗ-58 (рис.1) состоит из неметаллического корпуса 3 с деревянной пористой диафрагмой 5 , крепящейся к корпусу с кольцом 4 . В верхней части сосуда через резиновую пробку 1 проходит медный стержень 2 , имеющий на наружном конце зажим (гайку с шайбами) для подключения соединительного провода.

Рис.1. Неполяризующийся медно-сульфатный электрод сравнения НН-СЗ-58:

1 - резиновая пробка; 2 - медный стержень; 3 - корпус; 4 - кольцо; 5 - диафрагма

Переносной неполяризующийся медно-сульфатный электрод сравнения МЭП-АКХ состоит из пластмассового корпуса с пористым керамическим дном и навинчивающейся крышкой с впрессованным в нее медным электродом. Электрод выпускают с различной формой пористого дна - плоской, конической или полусферической. Материалы, из которых изготовлены электроды МЭП-АКХ, и заливаемый в них электролит позволяют проводить измерения при температуре до -30 °С. Электролит состоит из двух частей этиленгликоля и трех частей дистиллированной воды. В теплое время года в электродах может быть использован электролит из обычного насыщенного раствора сульфата меди.

Стальные электроды представляют собой стержень длиной 30-35 см, диаметром 15-20 мм. Конец электрода, забиваемый в землю, заточен в виде конуса. На расстоянии 5-8 см от верхнего конца электрод просверлен, и в отверстие запрессован болт с гайкой для подключения измерительных приборов.

Неполяризующийся медно-сульфатный электрод длительного действия с датчиком электрохимического потенциала используется в качестве электрода сравнения при измерениях разности потенциалов между трубопроводом и землей, а также поляризованного потенциала стального трубопровода, защищаемого методом катодной поляризации.

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

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

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

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

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

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

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

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

Полные сведения о:

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

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

10. Порядок приемки и ввода в эксплуатацию установок электрохимической защиты

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

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

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

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

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

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

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

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

11. Эксплуатация установок ЭХЗ

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

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

11.3. Технический осмотр включает:

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

11.4. Технический осмотр с проверкой эффективности защиты включает:

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

11.5. Текущий ремонт включает:

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

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»

ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
РЕГЛАМЕНТЫ

ПРАВИЛА КОНТРОЛЯ И УЧЕТА РАБОТЫ
ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ
ПОДЗЕМНЫХ КОММУНИКАЦИЙ ОТ КОРРОЗИИ

Москва 2003

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

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

ПРАВИЛА КОНТРОЛЯ И УЧЕТА РАБОТЫ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ ПОДЗЕМНЫХ КОММУНИКАЦИЙ ОТ КОРРОЗИИ

1. ЦЕЛЬ РАЗРАБОТКИ

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

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

Учета простоя ЭХЗ за межконтрольный период времени;

Общей оценки уровня надежности и структурного анализа отказов;

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

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

2. ПРОИЗВОДСТВО РАБОТ ПО КОНТРОЛЮ И УЧЕТУ РАБОТЫ ЭХЗ

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

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

С выездом на трассу эксплуатационного персонала;

С помощью средств дистанционного контроля (линейной телемеханики).

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

2.4. Контроль за работой станций катодной защиты (СКЗ)

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

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

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

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

2.4.2. При контроле параметров катодной защиты производят:

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

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

2.4.3. При контроле технического состояния СКЗ производят:

Очистку корпуса СКЗ от пыли и грязи;

Проверку состояния ограждений и знаков электробезопасности;

Приведение в надлежащий вид территории СКЗ.

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

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

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

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

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

2.5. Контроль за работой станций дренажной защиты (СДЗ)

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

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

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

2.5.2. При контроле параметров дренажной защиты производят:

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

Измерения защитного потенциала в точке дренажа.

2.5.3. При контроле технического состояния СДЗ производят:

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

Проверку контактных соединений;

Очистку корпуса СДЗ от пыли и грязи;

Проверку состояния ограждения СДЗ;

Приведение в надлежащий вид территории СДЗ.

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

2.6. Контроль за работой установок протекторной защиты

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

2.6.2. При этом производят:

Измерение силы тока протекторной установки;

Измерение защитного потенциала в точке дренажа протекторной установки.

2.6.3. При контроле технического состояния протекторной установки производят:

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

Проверку контактных соединений.

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

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

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

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

Производится дистанционный контроль установок ЭХЗ;

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

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

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

3. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ КОНТРОЛЯ.
АНАЛИЗ НАДЕЖНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ ЭХЗ

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

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

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

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

Проводится анализ причин отказов средств ЭХЗ по данным формы ;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Коэффициент использования установок катодной защиты (форма );

Анализ причин отказов (форма );

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

Определяется защищенность нефтепроводов по времени.

Определяется защищенность нефтепроводов по протяженности;

Определяется среднее время простоя одной СКЗ;

Количество СКЗ, простоявших более 10 суток в год.

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

4.7 ЭКСПЛУАТАЦИЯ УСТАНОВОК ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ

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

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

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

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

4.7.3 Технический осмотр включает:

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

Проверку исправности предохранителей;

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

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

Измерение поляризационного или суммарного потенциала трубопровода в точке подключения установки;

Производство записи в журнале установки о результатах выполненной работы.

4.7.4 Текущий ремонт включает:

Измерение сопротивления изоляции питающих кабелей;

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

4.7.5 Капитальный ремонт включает:

Все работы по техническому осмотру;

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

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

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

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

Текущий ремонт - 1 раз в год;

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

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

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

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

4.7.11 При проверке параметров установки гальванической защиты измеряют:

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

2) разность потенциалов между ГА и трубой;

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

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

Прокладкой новых подземных сооружений;

Изменением конфигурации газовой и рельсовой сети в зоне действия защиты;

Установкой ЭХЗ на смежных коммуникациях.

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

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

Рис.4.7.1 Схема измерения поляризационного потенциала на стационарных КИПах

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

Примечание:

Рис.4.7.2 Схема измерения поляризационного потенциала на нестационарных КИПах

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

Примечание:

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

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

Подготовку шурфа и установку ВЭ производят в следующем порядке:

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

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

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

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

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

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

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

Результаты измерений заносят в протокол (Приложение Ц).

Примечания:

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

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

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

,

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

n - общее число измерений.

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

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

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

,

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

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

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

Е мин = Е ст – 0,10 В,

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

Поляризационный потенциал измеряют в соответствии с п.4.7.15.

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

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

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

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

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

Рис.4.7.3 Измерение сопротивления растеканию тока анодного заземления

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

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

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

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

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

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

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

Результаты проверки оформляют протоколами согласно Приложению Ч.

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

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

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

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

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

4.8 ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИИ И ОПАСНОСТИ КОРРОЗИИ ТРУБОПРОВОДОВ

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

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

Форма акта обследования утверждается руководителем хозяйства, эксплуатирующего данный трубопровод.

В акте должны быть отражены:

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

Тип и материал изоляционного покрытия;

Состояние покрытия (наличие повреждений);

Толщина, переходное сопротивление, адгезия покрытия;

Коррозионная агрессивность грунта;

Наличие опасного действия блуждающих токов;

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

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

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

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

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

Возможная форма акта приведена в Приложении Ш.

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

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

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

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение А

(Справочное)

ПЕРЕЧЕНЬ

нормативных документов, на которые имеются ссылки в настоящей инструкции

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

13. ГОСТ 6709-72. Вода дистиллированная.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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