Системы и средства информатизации, автоматизации, управления, телемеханизации и связи

Техническая документация

Техническое обслуживание и ремонт

8.З.1.* Технический осмотр и контроль работы средств ЭХЗ следует проводить с периодичностью не реже четырех раз в месяц на установках дренажной и катодной защи­ты, не оборудованных средствами дистанционного контроля, в зонах блуждающих токов и коммуникаций промплощадок КС и двух раз в месяц, на установках катодной защиты вне зоны блуждающих токов; не реже одного раза в квартал - на установках катодной защиты, оборудованных средствами дистанционного контроля, установках протекторной защиты, защитных футлярах (кожухах) и изолирующих соединениях (изолирующих фланцах и муфтах).

При техническом осмотре и проверке необходимо выполнять:

• контроль режимов работы УДЗ, УКЗ, УПЗ;

• измерение защитных потенциалов в точках дренажа УКЗ, УПЗ и УДЗ;

• профилактическое обслуживание контактных соединений, анодных заземлений,
узлов и блоков преобразователей катодной и дренажной защиты; оценку непрерывности
работы УКЗ по счетчику времени или счетчику электрической энергии;

• оценку состояния изолирующих соединений (фланцев), оценку защищенности
футляров и наличия гальванического футляра с трубопроводом;

• оценку скорости коррозии в соответствии с действующей НТД.
Результаты контроля заносятся в полевой журнал УДЗ, УКЗ.

Данные о количестве и причинах отказов, а также времени простоев всех средств ЭХЗ - УДЗ, УКЗ и УПЗ заносят в журнал контроля эксплуатационной надежности средств

ВРД 39-1.10-006-2000*

ЭХЗ, в котором фиксируется число отказов и время простоя средств ЭХЗ по основным элементам: в цепях электроснабжения, преобразования тока и нагрузки. Сведения по экс­плуатационной надежности системы ЭХЗ сооружения должны ежеквартально передавать­ся в вышестоящее производственное Предприятие.

8.3.2. Допускается отключение каждой установки ЭХЗ при необходимости прове­-дения регламентных и ремонтных работ, но не более 80 ч в квартал для УКЗ и УПЗ и не
более 24 ч - для УДЗ. При проведении опытных или исследовательских работ допускается
отключение средств ЭХЗ на суммарный срок не более 10 суток в год для УКЗ и УПЗ и на
3 суток для УДЗ.

8.3.3. Контроль защитных покрытий при эксплуатации сооружений должен выпол­-няться методами интегральной и локальной оценки. Интегральная оценка состояния за-
щитных покрытий должна выполняться ежегодно: на основании данных о силе тока УКЗ
(УПЗ) и распределении потенциалов вдоль сооружения. Допускается оценка качества за­-щитного покрытия по величине переходного сопротивления трубопровода, определенного
с использованием методов постоянного и/или переменного тока в соответствии с дейст­-вующей НТД.

Детальная оценка состояния защитных покрытий по протяженности газопроводов должна проводиться после первого года эксплуатации методами электрометрии с выбо­рочным шурфованием на наиболее опасных участках трубопровода, выявленных по ре­зультатам измерений.

Обнаруженные повреждения защитного покрытия должны быть "привязаны" к трассе с точностью до ±1 м, занесены в ведомость дефектов в защитном покрытии соору­жения и, при необходимости, устранены согласно НТД.

8.3.4. Контроль защитных потенциалов на всех контрольно-измерительных пунктах
следует проводить согласно ГОСТ Р 51164-98.

8.3.5. Потенциалы на всем протяжении защищаемых сооружений следует первона­-чально измерять выносным электродом сравнения непрерывно или с шагом измерения не
более 10 м в период между первым и вторым годами эксплуатации. В дальнейшем не реже
одного раза в год выполняется контроль потенциалов без омической составляющей не ме-
нее чем в двух точках на участках минимальных потенциалов в промежутке между сосед­
ними УКЗ.

Измерение потенциала следует производить также после реконструкции систем ЭХЗ, сети подземных коммуникаций, изменений интенсивности блуждающих токов и по­сле капитального ремонта сооружения.

8.3.6. Потенциал без омической составляющей рекомендуется измерять по зонд-
модульной технологии в соответствии с отраслевыми рекомендациями в стационарных и
временно оборудованных пунктах измерений.

8.3.7. На участках высокой коррозионной опасности необходимо осуществлять
контроль потенциала без омической составляющей в специальных контрольно-
измерительных (СКИП) или контрольно-диагностических пунктах (КПД). Рекомендуется
установка СКИП или КДП на участках повышенной коррозионной опасности, в зонах пе-

ВРД 39-1.10-006-2000*

ресечений с другими сооружениями, электрифицированными железными дорогами, авто­страдами и т.п. Места установки и регламент измерений определяются НТД.

8.3.8. Дополнительные измерения защитных потенциалов без омической состав­-ляющей следует проводить с шагом не более 10 м в зонах минимальных потенциалов на
участках повышенной и высокой коррозионной опасности не менее одного раза в пять лет.

8.3.9. Защищенность сооружений следует оценивать по протяженности и во време­-ни. Следует ежегодно составлять ведомость участков трубопроводов, имеющих потенциа­-лы ниже минимальных и выше максимальных значений по абсолютной величине с указа­-нием границ участков и продолжительности отклонений параметров ЭХЗ от заданных
величин.

8.3.10. Коррозионное состояние сооружения определяют методом внутритрубной
дефектоскопии и/или комплексным электрометрическим обследованием с контрольным
шурфованием не реже одного раза в 5 лет - для участков высокой коррозионной опасности
(ВКО), 10 лет - для участков повышенной коррозионной опасности (ПКО) и 20 лет - для
участков умеренной коррозионной опасности (УКО).

Опасность коррозионного растрескивания под напряжением определяется пропус­ком специальных снарядов-дефектоскопов и/или другими специальными методами диаг­ностики.

Шурфование, при оценке коррозионного состояния, должно проводиться до ниж­ней образующей с полным вскрытием сооружения, рекомендуемый объем ежегодного шурфования - не менее одного шурфа на 25 км линейной части магистрального газопро­вода по каждой нитке при многониточной системе; одного шурфа на 10 км коллекторов и шлейфов ПХГ; одного шурфа - на 1,0 км подземных технологических коммуникаций КС и ПХГ.

Шурфование в первую очередь следует проводить на участках, определенных по результатам обследований, а также на участках сооружений с температурой эксплуатации выше +30 °С, в анодных и знакопеременных зонах, на участках с неудовлетворительным состоянием защитного покрытия, не обеспеченных непрерывной катодной поляризацией по протяженности и во времени, а также на участках ВКО и ПКО.

8.3.11. К зонам повышенной коррозионной опасности относятся участки:

• в засоленных грунтах (солончаковых, солонцах, солодях, сорах, полях с мине­
ральными удобрениями и др.);

• зоны блуждающих токов источников постоянного тока;

• участки сооружений с температурой транспортируемого продукта 303 К (30 °С) и
выше;

• в болотистых, заболоченных, черноземных и поливных грунтах, на участках пер­
спективного обводнения или орошения;

• на подводных переходах и в поймах рек, а также на переходах через железные и
автомобильные дороги и на расстоянии в обе стороны от переходов, согласно НТД;

• участки промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлаков;

ВРД 39-1.10-006-2000*

• на территориях компрессорных, газораспределительных и насосных станций, а
также установок комплексной подготовки газа на расстояние в обе стороны от них, со­
гласно НТД;

• вертикальные участки сооружений в зонах их выхода из грунта на поверхность;

• на пересечениях с различными трубопроводами, включая по 350 м в обе стороны
от места пересечения.

К зонам высокой коррозионной опасности, выявляемым в процессе эксплуатации, относятся: участки сооружений между установками ЭХЗ, на которых произошли отка­зы по коррозионным причинам (разрывы, свищи) или обнаружены коррозионные язвы и трещины, скорость коррозии которых превышает 0,30 мм в год.

Участки газопроводов, не входящие в группы ВКО и ПКО, относятся к участкам умеренной коррозионной опасности (УКО).

8.3.12. Выборочный контроль коррозионного состояния на участках ВКО и ПКО
при обследованиях сооружений в шурфах должен выполняться в соответствии с НТД со­
вместно с определением состояния защитного покрытия и параметров ЭХЗ в следующем
объеме:

• измерение естественного потенциала и потенциалов без омической составляю­
щей;

• определение и описание характера, размеров и расположения повреждений за­
щитного покрытия, включая сквозные дефекты, складки, гофры, зоны отслаивания;

• определение рН почвенного электролита в прилегающем к трубопроводу грунте;

• определение количества, глубины, площади, расположения по окружности трубы
коррозионных повреждений металла с оформлением акта;

• отбор проб грунта и передача на химический анализ в специализированную орга­
низацию при наличии коррозионных каверн (трещин) глубиной более 3 мм при периоде
эксплуатации до 10 лет и глубиной более 2 мм при периоде эксплуатации до 5 лет.

8.3.13. Контроль за изменением скорости коррозии во времени выполняется в кон­
трольно-диагностических пунктах (КДП), которые устанавливаются в отдельных корро-
зионно-опасных точках газопроводов, выявленных по результатам внутритрубной дефек­
тоскопии и/или по результатам обследований, согласно НТД.

8.3.14. Контрольно-измерительные пункты (КИП) для контроля параметров ЭХЗ по
ГОСТ Р 51164-98 должны устанавливаться над осью сооружения, окрашиваться в яркий
цвет, иметь маркировку и привязку к трассе сооружения. Во всех точках измерения по­
тенциалов должна быть обеспечена возможность контакта неполяризующегося электрода
сравнения с грунтом в постоянно зафиксированной на поверхности земли точке измерений.

8.3.15. Коррозионное обследование сооружений на участках различной коррози­
онной опасности должно выполняться согласно НТД.

8.3.16. На участках высокой коррозионной опасности, по рекомендациям ГОСТ Р
51164-98, поэтапно внедряется 100 % -ное резервирование в цепях электроснабжения,
преобразования и нагрузки, а также коррозионный мониторинг (включающий КДП и
средства дистанционного контроля параметров коррозии и защиты). Отказы в работе

ВРД 39-1.10-006-2000*

средств ЭХЗ на участках ВКО и ПКО, оснащенные средствами дистанционного контроля, приравниваются к аварийным и должны быть устранены в течение 24 ч.

8.3.17.* Все установки катодной защиты на магистральных газопроводах, постро­енных (реконструируемых) после 2000 г., оборудуются средствами телеконтроля, теле­управления и контрольно-диагностическими пунктами (КДП) в зонах ВКО и ПКО. УКЗ на действующих газопроводах в зонах ПКО и ВКО оборудуются элементами коррозионного мониторинга (КМ), а также средствами телеконтроля на существующей сиситеме телеме­ханики при ее реконструкции согласно НТД.

8.3.18. Ремонт повреждений в покрытиях трубопровода должен проводиться в со­
ответствии с требованиями действующей нормативной документации. Защитное покры­
тие на отремонтированном участке должно удовлетворять требованиям, предъявляемым к
основному покрытию сооружения.

8.3.19. Трубопроводы, проходящие в одном технологическом коридоре, должны
быть включены в систему совместной электрохимической защиты. При невозможности
создания системы совместной защиты допускается применение раздельной схемы защиты
с осуществлением мероприятий по исключению вредного влияния на соседние сооружения.

8.3.20. Схемы защиты трубопроводов от коррозии (совместная или раздельная)
должны выбираться, исходя из конкретных условий эксплуатации и экономической целе­
сообразности.

При осуществлении совместной защиты все электрические перемычки должны быть разъемными с выводом соединительных кабелей на контрольно-измерительный пункт. Щиток коммутации КИП должен иметь легкодоступные и надежные разъемные соединения. В схемах ЭХЗ недопустимо применение "глухих" перемычек.

8.3.21. В "анодных" и "знакопеременных" зонах влияния блуждающих токов УКЗ
должны быть оснащены автоматическими преобразователями и работать в режиме авто­
матического поддержания заданного потенциала.

8.4.1.* Служба защиты от коррозии должна иметь следующую техническую доку­ментацию:

планы и графики ППР средств ЭХЗ;

паспорта и полевые журналы установок катодной, дренажной, протекторной защи­ты и средств дистанционного контроля;

акты испытаний защитных покрытий методом катодной поляризации;

масштабные схемы газопроводов с указанием видов и типов защитных покрытий, УКЗ; участков ПКО, ВКО, электроснабжения;

ведомость дефектов в защитном покрытии;

акты обследования газопровода в шурфах;

акты ремонтов защитного покрытия газопроводов;

принципиальные электрические схемы расстановки средств ЭХЗ и питающих ЛЭП;

ВРД 39-1.10-006-2000*

ежегодные диаграммы распределения по КИП суммарных потенциалов;

материалы обследований, включая диаграммы распределения защитных потенциа­лов методом выносного электрода, диаграммы распределения градиентов вдоль сооруже­ния и др.;

ведомость участков газопроводов, имеющих потенциалы ниже минимальных и выше максимальных значений;

журнал контроля эксплуатационной надежности средств ЭХЗ;

ведомости измерений скорости коррозии и параметров защиты в КДП;

диаграммы распределения коррозионных дефектов вдоль сооружения;

коррозионные карты (паспорт) участков газопровода с выделением зон умеренной, повышенной и высокой коррозионной опасности;

формы статистической отчетности N 25-ГАЗ и N 25р-ГАЗ;

долгосрочный (на 5 лет) план капремонта средств ЭХЗ;

исполнительную документацию по ЭХЗ;

отчеты по всем проведенным обследованиям на газопроводах и объектах Предпри­ятия (подразделения);

долговременный прогноз коррозионного состояния;

другую документацию, установленную Предприятием.

Диаграммы, ведомости и другую документацию рекомендуется хранить в форме компьютерной базы данных с использованием ПЭВМ.

8.4.2. Техническая документация по защите от коррозии, а также материалы о контроле состояния защитного покрытия, ЭХЗ и коррозии подлежат хранению в течение всего срока эксплуатации сооружения.

Дата добавления: 2014-11-29