 | Информационная система | |
УТВЕРЖДЕНО
Постановлением
Госгортехнадзора России
от 10.02.95 № 7
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
по надзору за организациями,
занятыми осуществлением работ
по электрохимической защите
подземных газопроводов
РД 12-86-95
Москва ГОСГОРТЕХНАДЗОР 1995 г.
Вводная часть
Безопасность эксплуатации подземных газовых сетей в значительной степени зависит от состояния защиты их от электрохимической коррозии, а именно надежности и долговечности изоляционных покрытий стальных газопроводов и эффективной работы установок активной защиты. Их значение особенно возросло в условиях широкого развития электрифицированного транспорта (железнодорожного и городского). При этом обеспечить необходимую защиту от электрохимической коррозии можно только при наличии качественных изоляционных покрытий газопроводов.
Однако несмотря на большие объемы работ по строительству новых и замене действующих газопроводов, все еще не созданы условия по обеспечению необходимого выпуска надежных и долговечных изоляционных покрытий газовых сетей, технологического оборудования по их нанесению и приборов контроля их качества. Такое положение в полной мере относится и к установкам активной защиты газопроводов. Поэтому не случайно коррозионные разрушения подземных газопроводов длительное время продолжают оставаться одной из основных причин аварийности и травматизма в системах газоснабжения.
Требования, которые должны учитываться и выполняться при проектировании, строительстве, реконструкции, ремонте и эксплуатации защиты подземных металлических сооружений от коррозии, определены ГОСТ 9.602-89 «Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии»*. Этим же ГОСТом регламентированы также требования к источникам блуждающих токов по проведению мероприятий по ограничению токов утечки.
ГОСТ 9.602-89 является основанием для разработки нормативно-технической документации (НТД) на защиту подземных металлических сооружений и мероприятий по ограничению токов утечки.
Для систем газоснабжения основными НТД являются СНиП 2.04.08-87, СНиП 3.05.02-88*, ПБГХ с учетом внесенных в них изменений и дополнений.
* Постановлением Госстандарта России от 22.12.94, № 342 утверждены изменения № 1 ГОСТ 9.602-89, которые вводятся с 01.07.95 г.
В целях повышения надежности и безопасности систем газоснабжения предусмотрена разработка настоящих Методических указаний, в которых излагаются, основные требования по осуществлению надзора за предприятиями и организациями по обеспечению ими защиты газопроводов от электрохимической коррозии на стадиях проектирования, строительства (реконструкции, ремонта), наладки и в процессе эксплуатации.
1. Проектирование
При проведении обследований на предприятиях и организациях, осуществляющих проектирование стальных подземных газовых сетей в части обеспечения их защитой от электрохимической коррозии, необходимо проверить:
1.1. Наличие лицензии на право выполнения проектных работ по защите газопроводов от электрохимической коррозии.
1.2. Профессиональную подготовку персонала, допущенного к выполнению проектно-изыскательских работ.
1.3. Обеспеченность проектной организации необходимой для проектирования защиты нормативно-технической документацией (ГОСТ 9.602-89, СНиП 2.04.08-87, СНиП 3.05.02-88*, ГОСТами и ТУ на применяемые защитные покрытия и оборудование для активной защиты).
* Постановлением Госстандарта России от 22.12.94, № 342 утверждены изменения № 1 ГОСТ 9.602-89, которые вводятся с 01.07.95 г.
1.4. Наличие необходимых приборов и оборудования для определения критериев опасности коррозии стальных подземных газопроводов из-за коррозионно-агрессивной среды по отношению к металлу сооружения (почвенная коррозия) и опасности воздействия блуждающих токов (коррозия блуждающими токами) (2.1 ГОСТ 9.602-89).
При этом должно быть обращено внимание на:
наличие исходных материалов по проведенным замерам, на основании которых проектной организацией принимаются решения о необходимости устройства защиты или возможности ограничения только изоляционными покрытиями;
показатели коррозионной агрессивности среды по отношению к стали, характеризующиеся удельным электрическим сопротивлением грунта и средней плотностью катодного тока (п. 2.2 ГОСТ 9.602-89), которые определяются в соответствии с приложениями № 1 и 2 к ГОСТ, где указаны приборы, аппаратура и методика проведения работ. Эти показатели должны быть оформлены протоколами измерений и в последующем отражены в сводной ведомости.
Примечания. 1. Разработка средств защиты от электрохимической коррозии проектируемых и действующих подземных газопроводов может проводиться на основании технических условий (ТУ), выдаваемых управлением (конторой, предприятием) подземметаллзащиты с учетом конкретной коррозионной ситуации и перспективного развития, а также коррозионных повреждений на действующих газопроводах.
Для получения ТУ заказчиком должен быть представлен совмещенный план проектируемых и действующих подземных газопроводов (сооружений) и рельсовых путей электрифицированного транспорта в масштабе 1 : 5000 или 1 : 2000. ТУ должны, как правило, выдаваться на совместную защиту подземных металлических трубопроводов и предусматривать эффективное использование электрозащитных установок для защиты проектируемых и действующих трубопроводов независимо от их ведомственной принадлежности.
В ТУ должны быть указаны:
зона охвата катодной поляризацией подземных трубопроводов;
тип и материал анодных заземлителей;
тип электрических преобразователей катодной или дренажной защиты;
типы контрольно-измерительных пунктов;
данные о коррозионной активности грунтов, наличии блуждающих токов и коррозионных повреждений на подземных трубопроводах.
2. Проведение работ по совместной защите подземных трубопроводов должно быть определено решениями администраций области (города, района).
1.5. Выполнение работ по замеру величины блуждающих токов вблизи электрифицированного транспорта самопишущими приборами (наряду с показывающими) на стадии проектирования защиты газопроводов.
1.6. Наличие совмещенного плана проектируемых и существующих подземных сооружений, а также рельсовых сетей электрифицированного транспорта в масштабе 1:500, 1:1000, 1:2000 или 1:5000 с указанием длины и диаметров сооружений, необходимого для проектирования защиты.
Кроме того, должны иметься:
по существующим сооружениям - места установки электрохимической защиты;
по рельсовым сетям - места подключения отрицательных кабелей и существующих дренажных установок;
геолого-геофизический резерв для выбора конструкции анодных заземлителей;
расчеты (подробные или путем выбора по номограммам) эффективной поверхности анодных заземлителей;
деталировочные чертежи (либо ссылки на имеющиеся разработки) обвязки контуров.
1.7. Результаты измерений потенциалов рельсовой сети для определения возможности и места установки дренажной защиты газопроводов, прокладываемых на расстоянии до 300 м от рельсового электрифицированного транспорта на постоянном токе.
1.8. Наличие данных коррозионной опасности незащищенных трубопроводов, которые должны быть учтены при проектировании газопроводов.
1.9. Соблюдение требований п. 1.4 ГОСТ 9.602-89 при разработке проекта строительства газопроводов одновременно с разработкой проекта защиты их от коррозии.
1.10. Соблюдение проектной организацией требований п. 3.1 ГОСТ 9.602-89 при выборе защиты подземных сооружений от коррозии.
1.11. Применение метода опытного включения на проектируемых и действующих газопроводах для уточнения ее типа и основных ее параметров, пунктов присоединения дренажных кабелей к подземным сооружениям и источникам блуждающих токов, места установки анодных заземлителей, зоны действия защиты, характера влияния ее на смежные сооружения, необходимость и возможность совместной защиты.
1.12. Соблюдение требования СНиП 1.02.01-85 «Инструкции о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений» при проектировании.
В состав документации должны входить:
пояснительная записка, содержащая основание для разработки проекта, характеристики защищаемых сооружений, результаты проведенных коррозионных изысканий, обоснование выбора типа установок электрохимической защиты, расчет их количества и параметров, сведения о проведенных согласованиях;
совмещенный план защищаемых трубопроводов и смежных коммуникаций с рельсовой сетью электрифицированного транспорта и расположением установок и устройств электрозащиты;
раздел «Организация строительства», рабочая документация, включающая чертежи-планы в масштабе 1:500 с указанием расположения установок электрохимической защиты, анодных заземлителей, пунктов подключения дренажных кабелей к подземным сооружениям, трасс дренажных и питающих кабелей с Привязками к постоянным ориентирам, расположением перемычек, контрольно-измерительных пунктов, изолирующих фланцевых соединений;
согласования с соответствующими организациями на проведение земляных, строительных и монтажных работ;
функциональная схема электрозащиты со схемой подключения установки к сети переменного тока;
сметы.
В рабочей документации должны быть установочные чертежи оборудования электрохимической защиты.
При необходимости в городах с разветвленной рельсовой сетью трамвая должен производиться также расчет схемы его электроснабжения с разработкой мероприятий по ограничению токов утечки.
1.13. Соблюдение проектами предусмотренных ГОСТ и СНиП интервалов установки контрольно-измерительных пунктов через 200 м и на прямолинейных участках трасс вне населенных пунктов через 500 м с указанием типа и чертежей устройства электродов сравнения.
1.14. Отражение в проектах мест установки контрольно-измерительных пунктов на участках газопроводов, где ожидаются минимальные и максимальные значения поляризационных защитных потенциалов.
1.15. Наличие в проектах электроизолирующих фланцевых соединений в соответствии с РДМУ 204 РСФСР 3.1.81-170 «Методическими указаниями по использованию изолирующих фланцевых соединений при электрохимической защите городских подземных газопроводов».
1.16. Проведение повторных замеров потенциалов после укладки газопроводов в грунт для окончательного подтверждения возможности отказа от устройства защиты газопровода.
1.17. Проектирование электрохимической защиты подземных газопроводов, длительное время находящихся в эксплуатации и имеющих коррозионные повреждения.
При этом должны быть учтены:
исходные данные по результатам проверки технического состояния подземных газопроводов в соответствии с РД 204 РСФСР-87 с изменениями № 1, введенными в действие с 15.05.92 (приложение 36 к ПБГХ), и устранению выявленных недостатков;
технико-экономические расчеты о целесообразности устройства защиты по сравнению с затратами на капитальный ремонт (перекладку) газопроводов. Необходимость в расчетах может возникать, когда защитный потенциал достигается только при очень высоких величинах плотности защитного тока - 40 мА/м2 и более;
обоснования при осуществлении электрохимической защиты технической невозможности или экономической нецелесообразности обеспечения установленных ГОСТом (п. 5.1.1) защитных потенциалов и их согласование с эксплуатационной и головной научно-исследовательской организацией. При этом в проекте должно быть указано о необходимости разработки и осуществления эксплуатационной организацией дополнительных мероприятий, обеспечивающих безопасность эксплуатации таких газопроводов;
требования о необходимости проведения внеочередной проверки в течение первого года эксплуатации электрохимической защиты плотности и изоляции газопроводов приборным методом.
Необходимость проведения такой проверки вызывается возможностью при включении защитных установок восстановления и отслаивания продуктов коррозии на поверхности газопровода.
2. Строительство
Учитывая, что эффективная защита газопроводов от электрохимической коррозии невозможна без надежных и долговечных изоляционных покрытий, в настоящие Методические указания наряду с основными требованиями по надзору за предприятиями и организациями, осуществляющими монтаж электрозащитных установок, включены также требования по устройству защитных покрытий газопроводов при их строительстве, реконструкции и ремонте.
А. Защитные покрытия
В соответствии с ГОСТ 9.602-89 для стальных, прокладываемых непосредственно в землю газопроводов на территории городов и других населенных пунктов, промышленных предприятий, а также газопроводов с давлением до 1,2 МПа (12 кгс/см2), предназначенных для газоснабжения городов, населенных пунктов и промышленных предприятий, но прокладываемых вне их территорий, должны применяться защитные покрытия весьма усиленного типа независимо от коррозионной активности грунта по отношению к углеродистой и низколегированной стали. При этом в случаях расположения трассы газопровода в грунтах высокой коррозионной активности при удельном электрическом сопротивлении грунта до 20 Ом·м и средней плотности катодного тока свыше 0,20 А/м2 или в зонах опасного действия блуждающих токов должна дополнительно применяться катодная поляризация.
Защитные покрытия подземных газопроводов указаны в табл. 6 ГОСТ 9.602-89. В их числе: напыленный и экструдированный полиэтилен, полимерные липкие ленты, полимерный рулонный материал «Бутит» и битумные мастики (атактическая, асбополимерная и резиновая), каменноугольная мастика «Контзол».
Покрытия из полиэтилена изготовляются по Н1Д (ТУ) на специализированных предприятиях, которые поставляют трубы по ТУ 102-176-90 (стальные электросварные спиралешовные с наружным противокоррозийным покрытием из полиэтилена, Альметьевск), по ТУ 400-24-557-88 (трубы стальные с наружным защитным покрытием из экструдированного полиэтилена, Москва) с уже нанесенными покрытиями.
Битумные мастики должны приготовляться централизованно на ЦЗЗ и ЦЗМ. Исключение составляет битумно-резиновая мастика, которая разрешена к применению только заводского изготовления на нефтеперерабатывающих заводах по ГОСТ 15836 (в России - в Сызрани, Кирове).
Допускается применение защитных покрытий усиленного типа из экструдированного полиэтилена с обязательной электрохимической защитой.
При обследовании организаций, осуществляющих изоляционные работы на газопроводах, необходимо проверить:
2.2. Профессиональную подготовку персонала, допускаемого к выполнению работ в объеме требований раздела ПБГХ (в том числе и работников лабораторий, осуществляющих контроль качества изоляционных работ).
Примечание. Персонал, работающий с приборной техникой по контролю качества изоляционных покрытий, должен быть дополнительно обучен по правилам ее применения.
2.3. Наличие НТД (ГОСТ, ТУ) на проводимые работы по защитным покрытиям газопроводов.
2.4. Наличие инструкций по технологии и организации строительства газопроводов из труб с применяемыми типами изоляционных покрытий.
Примечание. В ГОСТ 9.602-89 даны конструкция (структура) покрытия, общая толщина (мм, не менее), адгезия к стальной поверхности (кгс/см, не менее), прочность при ударе (кг·см, не менее), переходное электрическое сопротивление после окончания строительства (Ом·м2, не менее), отсутствие пробоя при испытательном электрическом напряжении (кВ/мм толщины покрытия) с учетом диаметров труб (табл. 6). Применяемые, а также вновь разрабатываемые для защиты от коррозии средства (материалы покрытий и покровы, их структура, средства защиты, приборы) должны соответствовать требованиям стандартов или технических условий, согласованных с головной организацией отрасли по защите от коррозии.
2.5. Обеспечение сохранности исходных материалов для изоляционных покрытий (складские помещения).
2.6. Соответствие ГОСТ 9.602-89 применяемых исходных материалов (битум, бензин, наполнители, стеклохолсты, наружные обертки), а также материалов для приготовления грунтовки и битумных мастик.
2.7. Наличие технологического оборудования (технологических линий) для приготовления изоляционных покрытий и их нанесения на трубы.
2.8. Наличие технологических схем и разработанных регламентов на выполнение работ, в том числе:
оснащение битумоварочных котлов автоматическими мешалками и необходимым контролем температуры варки мастики;
очистка поверхностей труб от снега, наледи, пыли, земли продуктов коррозии, пятен, жира с обеспечением качеств/очистки поверхности трубы до степени 4 по ГОСТ 9.402-80*;
просушивание (в случае необходимости) трубы;
просушивание грунтовки перед нанесением покрытия;
обеспечение необходимой толщины покрытия с учетом величины напряжения усиливающей обмотки и равномерности по всей площади изоляционной поверхности;
сохранность изоляционного покрытия после его нанесения.
2.9. Соблюдение требований СНиП 3.05.02-88* (п. 3.4) по нанесению на трубы битумных мастик механизированным способом в базовых условиях.
2.10. Наличие лаборатории по контролю качества изоляционных покрытий и ее оснащение необходимыми приборами и оборудованием:
а) по контролю качества грунтовки - мастик:
ареометр для определения удельного веса грунтовки;
«кольцо и шар» для определения температуры размягчения;
дуктилометр для определения растяжимости;
пенетрометр;
б) для неразрушающего контроля нанесенных на трубы покрытий (пп. 4.12, 4.13, 4.14 ГОСТ 9602-89):
толщиномер;
адгезиметр (адгезия защитного покрытия к стали);
искровой дефектоскоп (контроль сплошности покрытия) при напряжении не менее 4 кВ/мм толщины покрытия с набором необходимых щупов.
2.11. Соблюдение инструкций по работе с приборами.
2.12. Периодичность проверки состава изоляционных мастик, дозировки компонентов, режима приготовления (температура и продолжительность), температуры размягчения, растяжимости и пенетрации, а также отражение результатов этой проверки в журнале производства и контроля изоляционных покрытий.
2.13. Обеспечение контроля качества изолированных труб в объемах и в сроки, регламентированные ГОСТ 9.602-89, СНиП 3.05.02-88* и НТД (ТУ). Составление технических паспортов (актов) на изоляционные покрытия, выполненные на ЦЗМ (ЦЗЗ), в которых должны быть указаны: дата выполнения изоляционных работ, тип изоляционного покрытия и результаты контроля по качеству (п. 1.3 СНиП).
2.14. Соблюдение требований НТД при изоляции труб в трассовых условиях.
2.15. Соответствие применяемых полимерных лент требованиям ГОСТ 9.602-89 с определением условий их нанесения с помощью механизмов или вручную.
При нанесении покрытия из липких лент в трассовых условиях необходимо обеспечить усилие натяжения 1,5-2 кг/см2 навиваемой полосы ленты.
По состоянию на 01.01.94 допущены к применению липкие поливинилхлоридные ленты: ПВХ-БК по ТУ 102-166-84, ПВХ-Л (липкая) по ТУ 102-320-86, ПВХ-СК по ТУ 102-340-88.
Изоляция весьма усиленного типа состоит из трех слоев поливинилхлоридных лент по битумно-полимерной грунтовке типа ГТ-760 (ингибированная) по ТУ 102-340-83, полимерной грунтовке типа ГТП-821 по ТУ 103-348-83.
В качестве усиливающей обертки в таких конструкциях покрытий применяется пленка оберточная ПЭКОМ по ТУ 102-284-84 или пленка оберточная гидроизоляционная БДБ по ТУ 21-27-49-76. Полимерные липкие ленты на основе полиэтилена «Поликен» по ТУ 102-610-92 или НКПЭЛ-45, НКПЭЛ-63 используют в два слоя по полимерной грунтовке типа П-001 по ТУ 2245-001-12-97-859-93. При этом предпочтительнее использование липких лент на основе полиэтилена.
2.16. Обеспечение сохранности изоляционных покрытий при хранении и транспортировке труб, принимаемые меры по предохранению защитных покрытий от механических повреждений (п. 4.9 ГОСТ 9.602-89), а также соблюдение нормативных сроков нахождения труб (плетей), изолированных полимерными пленками на бровке траншеи.
2.17. Обеспечение требований ГОСТ 9.602-89 в случаях применения защитных покрытий не перечисленных в табл. 6 ГОСТа.
2.18. Обеспечение качества очистки стыков и мест повреждений перед изоляцией до степени 4 по ГОСТ 9.402-80*.
2.19. Проверку качества защитных покрытий, регламентированного ГОСТ 9.602-89 (пп. 4.12, 4.13, 4.14) и п. 3.6 СНиП 3.05.02-88* с оформлением данных в строительном паспорте по форе, указанной в приложении 1 п. 4 СНиП, а именно:
перед опусканием газопровода в траншею внешним осмотром по всей поверхности защитного покрытия на отсутствие механических повреждений и трещин, а также по ГОСТ 9.602-89 - толщину, адгезию к стали и сплошность;
после опускания газопровода в траншею до его присыпки внешним осмотром защитного покрытия линейной части и монтажных стыков, изолированных в траншее;
после засыпки окончательная проверка защитного покрытия инструментальным методом (АНПИ-0,5) на отсутствие электрического контакта металла трубы с грунтом.
Примечание. В случае, когда организации, осуществляющей строительство газопроводов, поставляются готовые изолированные трубы, они должны снабжаться паспортами, составленными в соответствии с п. 1.3* СНиП 3.08.02-88*.
2.20. Осуществление ведомственного контроля за выполнением изоляционных работ, исходя из проведенных проверок по пп. 2.1-2.19 настоящих Методических указаний. Предусмотрен ли порядок такого контроля в системе ведомственного контроля строительно-монтажных работ в соответствии с требованиями СНиП 3.01.01-85 ПБГХ.
Примечание. Изоляция емкостей должна проводиться после проведения технического освидетельствования их в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением».
Б. Электрозащиты установки
Строительство (монтаж) установок электрохимической защиты должно осуществляться по проектам, выполненным организациями, имеющими на этот вид деятельности лицензию.
При проведении электромонтажных работ должны соблюдаться также требования ПУЭ.
При монтаже установок электрозащиты целесообразно использовать альбом «Узлы и детали электрозащиты инженерных сетей от коррозии (серия 5-905-6)».
При обследовании организаций, осуществляющих строительство электрозащитных установок на газопроводах, необходимо проверить:
2.1. Наличие лицензии на право производства таких работ.
2.2. Профессиональную подготовку персонала в объеме требований раздела 1.2 ПБГХ, а также ПУЭ на право ведения электромонтажных работ.
Примечание. Персонал, работающий с приборной техникой, должен быть обучен безопасным методам работы с этой техникой.
2.3. Наличие НТД (ГОСТ, ТУ) на проведение работ по строительству электрозащитных установок.
2.4. Наличие рабочих чертежей, инструкций по технологии монтажа электрозащитных установок, включая и анодное заземление.
2.5. Обеспечение строительства защиты газопровода одновременно с его строительством.
2.6. Проведение предустановочного контроля оборудования, применяемого при электрохимической защите (сохранность, комплектность оборудования, согласно сопроводительной документации).
2.7. Соблюдение технологических инструкций по монтажу электрозащитных установок (дренажной, катодной, протекторной, совместной защиты).
2.8. Соответствие заземления корпусов катодных станций и усиленных электродренажей требованиям ПУЭ.
2.9. Соблюдение требований при проведении работ, связанных с присоединением дренажных кабелей к соответствующим устройствам сети электрифицированного транспорта, согласно разрешениям организаций, осуществляющих его эксплуатацию.
2.10. Соответствие монтажа анодных заземлений рабочим чертежам проекта.
2.11. Измерение сопротивления растекания тока после окончания монтажа контура анодного заземления, которое не должно превышать значений, указанных в проекте.
2.12. Соблюдение требований НТД при установке контрольно-измерительных пунктов (КИП).
Примечания. 1. КИП устанавливают на вновь строящемся газопроводе после укладки его в траншею до засыпки землей. Установка КИП на действующих газопроводах должна выполняться в специальных шурфах. При установке КИП должны быть обеспечены надежный электрический контакт проводника с газопроводом, изоляция проводника от грунта, доступность для обслуживающего персонала и возможность проведения измерения потенциала независимо от сезонных условий.
2. На действующих газопроводах приварка контрольных проводников и изоляция мест присоединения должны осуществляться только эксплуатационной организацией, сварщиками, допущенными к работам на газопроводах.
2.13. Оборудование контрольно-измерительных пунктов неполяризующимися медно-сульфатными электродами сравнения длительного действия и соблюдение требований НТД и инструкций по их установке.
2.14. Качество приемки КИП после засыпки траншеи с соответствующим оформлением результатов измерений.
2.15. Выполнение работ по установке электроизолирующих фланцев на участках, указанных в проекте электрозащиты.
2.16. Качество составления исполнительных чертежей на построенные электрозащитные установки.
2.17. Проведение при монтаже электрозащитных установок ведомственного контроля и авторского надзора со стороны строительно-монтажной, эксплуатационной и проектной организаций с соответствующими записями в журналах.
2.18. Проведение наладки установок электрозащиты.
Примечание. Такие работы могут проводиться специализированными организациями, имеющими лицензию на их выполнение и персонал, подготовленный в соответствии с п. 2.2 раздела 2Б настоящих Методических указаний. В случае недостаточной эффективности работы электрозащитных установок (зона действия меньше предусмотренной проектом, недостаточный защитный потенциал и др.) к наладочным работам привлекается и проектная организация.
Проверка и наладка электроизолирующих фланцев после окончания монтажа должны проводиться в соответствии с «Методическими указаниями по использованию изолирующих фланцевых соединений при электрохимической защите городских подземных газопроводов».
2.19. Соблюдение при наладке проектных решений по включению электрических перемычек с целью осуществления совместной защиты.
3. Эксплуатация
А. Приемка и ввод в эксплуатацию
Установки электрохимической защиты должны вводиться в эксплуатацию после завершения пусконаладочных работ и испытания на стабильность в течение 72 часов.
В соответствии с ГОСТ 9.602-89 все виды защиты от коррозии, предусмотренные проектом, должны быть введены в действие одновременно со сдачей подземного газопровода в эксплуатацию. При этом в зонах опасного влияния блуждающих токов электрохимическая защита должна быть введена в действие не позднее одного месяца, а в остальных случаях не позднее шести месяцев после укладки газопровода в грунт.
При обследовании организаций, осуществляющих эксплуатацию электрозащитных установок, необходимо проверить:
3.1. Наличие лицензии на право эксплуатации электрозащитных установок (такие работы выполняются, как правило, предприятиями «Подземметаллзащита», производственными управлениями «Антикор» и специальными службами защиты, входящими в состав эксплуатационных организаций по газовому хозяйству).
3.2. Положение об эксплуатационной организации, в котором должен быть дан перечень возложенных на нее функций по обеспечению эффективной защиты газопроводов от электрохимической коррозии.
Примечание. В случае, если владельцы подземных газопроводов не могут своими силами осуществлять эксплуатацию установок защиты от электрохимической коррозии, эти работы могут выполняться по договору специализированными другими организациями, имеющими лицензию на данный вид деятельности.
3.3. Профессиональную подготовку персонала в соответствии с разделом 1.2 ПБГХ, ПЗУ, включая подготовку персонала для работы с приборной техникой по контролю качества изоляционных покрытий и эффективности работы электрозащитных установок.
3.4. Наличие необходимой НТД (ГОСТы, ТУ, инструкции).
3.5. Наличие приборов по контролю за работой установок электрохимической защиты газопроводов; исправность приборов и своевременность их госпроверки, а также необходимого исправного инструмента и приспособлений, используемых при работе с электрозащитными установками.
3.6. Качество приемки электрозащитных установок в эксплуатацию.
Примечание. Электрозащитные установки должны приниматься комиссией в составе представителей заказчика, проектной, строительной и эксплуатационной организации, на баланс которой будет передана электрозащитная установка, местного органа Госгортехнадзора России и владельцев электросетей.
3.7. Перечень предъявляемой комиссии документации:
проект на устройство электрохимической защиты;
акты на выполнение строительно-монтажных работ (в том числе на устройство контура анодного заземления);
исполнительные чертежи и схемы с нанесением зоны действия защитной установки;
справка (акт) о результатах наладки защитной установки (технический отчет, согласованный с предприятием подземметаллзащиты);
справка о влиянии защитной установки на смежные подземные сооружения;
паспорт электрозащитных установок;
справка о приемке в эксплуатацию изолирующих фланцев с заключением проектной организации на их установку со схемой трассы газопроводов с точными привязками мест установки изолирующих фланцев (места установки изолирующих фланцев могут быть даны на отдельном эскизе), а также заводские паспорта фланцев;
справка (акт) о приемке в эксплуатацию контрольных проводников и контрольно-измерительных пунктов с исполнительным чертежом их установки с привязками;
акты на приемку электрозащитных установок в эксплуатацию;
разрешение на подключение мощностей к электрической сети с документацией о сопротивлении изоляции кабелей и растеканию защитного тока.
Примечание. В случае совместной защиты при приемке в эксплуатацию шунтирующих перемычек должны быть представлены заключение проектной организации на установку электрической перемычки с обоснованием ее типа, исполнительный чертеж с привязками мест установки, акт на скрытые работы о соответствии конструктивного исполнения электроперемычки проекту.
3.8. Работу приемочной комиссии по проверке выполнения запроектированных работ - средств и узлов электрозащиты, включая изолирующие фланцы, контрольно-измерительные пункты, перемычки и др., а также эффективности действия установок электрохимической защиты (п. 5.1.1 ГОСТ 9.602-89).
Примечание. Для проверки эффективности должны быть проведены измерения (в том числе и с применением самопишущих приборов) электрических параметров и потенциалов газопровода относительно земли на участках, где в соответствии с проектом зафиксированы минимальные и максимальные защитные потенциалы, а при защите только от блуждающих токов предусмотрено отсутствие на газопроводах анодных и знакопеременных зон.
В случае, если при проверке эффективности работы установки не обеспечивается предусмотренная проектом защитная зона или имеют место «провалы» потенциала на отдельных участках газопровода, должны проводиться дополнительная проверка изоляции и устранение обнаруженных неисправностей, а также проверка наличия металлической связи газопровода с незащищенными сооружениями с устранением выявленных контактов.
Комиссией должно быть проверено наличие на установках электрохимической защиты необходимого запаса по мощности.
3.9. Ввод в эксплуатацию электрозащитных установок, не соответствующих проектным параметрам и ГОСТ 9.602-89.
3.10. Проверку технического состояния газопроводов, пролежавших в грунте более б месяцев и более 1 месяца, в зонах опасного влияния блуждающих токов, до приемки электрозащиты в эксплуатацию (изменение № 1 РД 304 РСФСР).
3.11. Присвоение каждой принятой установке порядкового номера с составлением паспорта электрозащитной установки с записью всех данных приемочных испытаний.
3.12. Проверку принятых в эксплуатацию изолирующих фланцев на эффективность их работы и регистрацию в специальном журнале.
Б. Обслуживание
Профилактическое обслуживание должно обеспечить содержание электрохимической защиты в состоянии работоспособности, предупреждения их преждевременного износа и отказов в работе.
В профилактическое обслуживание электрозащитных установок входят периодический технический осмотр установок, проверка эффективности их работы, контрольные измерения потенциалов в соответствии с п. 5.15 ГОСТ 9.602-89 на защищаемом газопроводе (в опорных токах).
Результаты технического осмотра и измерений должны записываться в журнал контроля работы каждой защитной установки.
3.13. Наличие графиков технических осмотров и планово-предупредительных ремонтов защитных установок, включающих виды и объемы технических осмотров и ремонтов, сроки проведения, порядок организации учета и отчетности об их выполнении.
3.14. Соответствие объемов работ действующим НТД.
В технический осмотр включаются:
осмотр всех элементов установки с целью выявления внешних дефектов, проверку надежности контактов, отсутствие механических повреждений, подгаров и следов перегревов, отсутствие раскопок на трассе дренажных кабелей и анодных заземлений;
проверка исправности предохранителей;
очистка корпуса дренажного и катодного преобразователей, блока совместной защиты снаружи и внутри;
измерение тока и напряжения на выходе преобразователя;
измерение поляризационного или суммарного потенциала газопровода в точке подключения установки (на КУ);
запись в журнале установки о выполненной работе (в том числе результаты проведенных замеров).
При техническом осмотре с проверкой эффективности действия защиты наряду с вышеуказанными работами входят дополнительно измерения поляризационных или суммарных потенциалов в опорных пунктах (точках).
В текущий ремонт входят все работы по техническому осмотру с проверкой эффективности сопротивления изоляции в соответствии с требованиями ПУЭ, а также одна или две из нижеперечисленных работ:
ремонт линии питания (до 20 % протяженности);
ремонт блоков выпрямительного, управления и измерительного;
ремонт и при необходимости покраска корпуса установки и узлов крепления;
ремонт дренажного кабеля (до 20 % протяженности);
ремонт контактного устройства;
ремонт контура анодного заземления (в объеме до 20 %).
Капитальный ремонт включает все работы по техническому осмотру с проверкой эффективности действия электрохимической защиты и дополнительно более двух работ из перечня текущего ремонта или ремонт в объеме более 20 % линии питания, дренажного кабеля, контура анодного заземления.
3.15. Проведение внеплановых ремонтов при отказах в работе оборудования.
3.16. Проведение измерений электрических потенциалов на газопроводах в сроки, регламентированные п. 3.10.2 ПБГХ. При этом должны быть проведены измерения и в колодцах с соблюдением требований безопасности и в присутствии представителя эксплуатационной организации. Для выполнения этих работ в маршрутных картах должны быть нанесены газопроводы и места замера потенциалов.
3.17. Разработку и осуществление предприятием, эксплуатирующим защитные установки, системы технического обслуживания и ремонта электрозащиты, направленных на предупреждение нарушений ее работы.
3.18. Соблюдение предусмотренных НТД и заводами-изготовителями сроков обслуживания и ремонта электрозащитных установок.
Сроки технических осмотров и планово-предупредительных ремонтов:
|
катодная |
дренажная |
протекторная |
|
технический осмотр 2 раза в месяц |
4 раза в месяц |
1 раз в 6 месяцев |
Примечание. При отсутствии телемеханического контроля:
технический осмотр с проверкой эффективности 1 раз в 6 месяцев
текущий ремонт 1 раз в год
капитальный ремонт в зависимости от условий эксплуатации
3.19. Выполнение работ по регулировке режимов работы защиты при обнаружении недостаточной эффективности ее действия.
3.20. Выполнение работ по измерению сопротивления растекания анодного заземления при изменениях режима работы катодной станции в сроки не реже одного раза в год в период максимальной проводимости грунта.
3.21. Ежегодные проверки исправности изолирующих фланцевых соединений в соответствии с методическими указаниями.
Примечания. 1. Падение напряжения на изолирующем фланце измеряется синхронно (при помощи двух показывающих приборов) по обе стороны изолирующего фланца.
2. При исправности фланцевого соединения синхронное измерение показывает скачок потенциала (возможна проверка при помощи мегаомметра).
3.22. Проведение проверки эффективности работы установок электрохимической защиты в сроки не реже двух раз в год, а также в случаях, предусмотренных ГОСТ 9.602-89.
3.23. Наличие в эксплуатационной организации карт-схем газопроводов с обозначением месторасположения электрозащитных установок и КИП, обобщенных данных о коррозийности грунтов и об источниках блуждающих токов, а также анализа коррозионного состояния газопроводов и эффективности работы защит.
3.24. Принятие мер владельцами газопроводов по ликвидации коррозионно-опасных зон. Соблюдение при этом требований п. 3.10.8 «Правил безопасности в газовом хозяйстве» по разработке и осуществлению мероприятий, направленных на безопасную эксплуатацию газопроводов до устранения анодных и знакопеременных зон, или их отключение при невыполнении таких работ в установленные сроки.
3.25. Своевременность замены преобразователей в случаях, если на действующей установке электрохимической защиты в течение года происходило 6 и более отказов в работе.
3.26. Устранение неисправностей в работе установки электрохимической защиты в течение 24 часов после их выявлений.
3.27. Внеочередное обследование технического состояния газопровода по всей длине защитной зоны в соответствии с РД 204 РСФСР с изменением № 1 в случаях, если за время эксплуатации общее количество отказов в работе электрохимической защиты превысит 12.
3.28. Своевременность и качество ежегодных отчетов об отказах в работе защитных установок эксплуатирующей организацией.
Примечания. 1. В зонах опасного влияния блуждающих токов на подземные газопроводы суммарная продолжительность перерывов в работе установок электрохимической защиты не должна превышать 48 часов в год.
2. При отсутствии опасного влияния блуждающих токов и при чередовании по трассе газопровода грунтов с разными физико-механическими свойствами в зоне действия катодной установки допускается суммарная продолжительность перерывов в работе не более 7 суток в течение года.
В случае, если по трассе газопровода грунты одного вида или при его засыпке использовался мягкий (или песчаный) грунт, суммарная продолжительность перерывов в работе должна быть не более 14 суток в течение года.
3. Если при техническом осмотре выявляется, что катодная установка не работает и невозможно определить продолжительность отказа в ее работе, принимается перерыв в работе установки 14 суток (срок от одного технического осмотра до другого).
3.29. Расследование причин сквозных коррозионных повреждений комиссией с участием представителей эксплуатационной организации по защите газопроводов.
3.30. Получение от организации, являющейся владельцем сооружений источников блуждающих токов, сведений об изменениях режима работы сооружений электрифицированного транспорта, способных привести к увеличению опасности коррозии подземных трубопроводов, находящихся в зоне действия блуждающих токов.
3.31. Созданные в краях, областях, городах комиссии по борьбе с коррозией в составе владельцев подземных трубопроводов, сооружений - источников блуждающих токов и представителей региональных органов Госгортехнадзора России, эффективность работы таких комиссий по повышению надежности трубопроводов и ограничению токов утечек.
Общее примечание. Если специализированной организацией выполняется весь объем работ по защите газопроводов от электрохимической коррозии, то их обследование должно проводиться по всем разделам настоящих Методических указаний.
СОДЕРЖАНИЕ