Файл: 2 содержание нормативные ссылки Порядок проведения работ.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.02.2024
Просмотров: 33
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
2 СОДЕРЖАНИЕ Нормативные ссылки ............................................................................................................................. Порядок проведения работ .................................................................................................................... Предварительный анализ участка трубопровода поданным эксплуатирующей организации и разметка трассы трубопровода. ............................................................................................................ Выполнение комплекса электрометрических измерений ................................................................ Выполнение комплекса диагностических работ по оценке состояния средств ЭХЗ. ................... Раздел 1 Результаты анализа исходных данных ............................................................................... Раздел 1.1 Характеристика объекта .................................................................................................... Раздел 1.2 Сведения о пересечениях с автомобильными и железными дорогами ........................ Раздел 1.3 Сведения о пересечениях сводными преградами .......................................................... Раздел 1.4 Сведения о воздушных переходах ................................................................................... Раздел 1.5 Сведения о пересечениях и сближениях с другими коммуникациями ........................ Раздел 1.6 Сведения о местах соединения с другими трубопроводами ......................................... Раздел 1.7 Сведения о предшествующих обследованиях участка .................................................. Раздел 1.8 Сведения о ремонте металла трубопровода .................................................................... Раздел 1.9 Сведения о ремонте защитного покрытия ....................................................................... Раздел 1.10 Сведения об установках катодной защиты ................................................................... Раздел 1.11 Сведения об установках дренажной защиты ................................................................ Раздел 1.12 Сведения об установках протекторной защиты ........................................................... Раздел 1.13 Сведения о контрольно-измерительных пунктах ......................................................... Раздел 1.14 Сведения об удельном электрическом сопротивлении грунта вдоль трассы ............ Раздел 1.15 Сведения об участках с наличием блуждающих токов ............................................... Раздел 1.16 Сведения о распределении защитных потенциалов на КИП по трассе по годам ..... Раздел 1.17 Сведения об участках с коррозионными повреждениями ........................................... Раздел 2 Результаты измерений .......................................................................................................... Раздел 2.1 Ведомость обследования технического состояния КИП ............................................... Раздел 2.2 Технические параметры работы УКЗ .............................................................................. Раздел 2.3 Оптимизация работы средств ЭХЗ ................................................................................... Раздел 2.4 Технические параметры работы УДЗ .............................................................................. Раздел 2.5 Технические параметры работы УПЗ .............................................................................. Раздел 2.6 Обследование переходов трубопровода через естественные и искусственные преграды ................................................................................................................................................ Раздел 2.7 Обследование воздушных переходов .............................................................................. Раздел 2.8 Обследование электроизолирующих вставок и фланцев .............................................. Раздел 2.9 Определение зоны влияния блуждающих токов ............................................................ Раздел 2.10 Определение негативного влияния переменного тока ................................................. Раздел 2.11 Сведения о взаимном влиянии сторонних коммуникаций .......................................... Раздел 2.12 Обследование блоков совместной защиты .................................................................... Раздел 2.13 Ведомость участков с дефектами защитного покрытия .............................................. Раздел 2.14 Ведомость участков «недозащиты» и «перезащиты» .................................................. Раздел 2.15 Оценка сопротивления защитного покрытия ................................................................ Раздел 2.16 Обследование состояния трубопровода в шурфах и других доступных местах ....... Раздел 2.17 Ведомость коррозионно-опасных участков .................................................................. Раздел 2.18 Прогноз изменения параметров УКЗ ............................................................................. Выводы и рекомендации по результатам обследования .................................................................. Раздел 3.1 Выводы ............................................................................................................................... Раздел 3.2 Рекомендуемые мероприятия ........................................................................................... Приложение 1 Технологическая схема и географическая карта с расстановкой средств активной защиты газопровода .......................................................................................................... 38
3 Приложение 2 Коррозионная карта ................................................................................................ Приложение 3 Таблица GPS координат по трассе газопровода .................................................. Приложение 4 Комплекс электрометрических данных, характеризующий защищенность и состояние изоляционного покрытия газопровода ........................................................................... Приложение 5 Таблица измерений глубины заложения газопровода ........................................ Приложение 6 Копии квалификационных удостоверений .......................................................... Приложение 7 Копии сертификатов о калибровке ....................................................................... Приложение 8 Копия утвержденной программы проведения работ .......................................... Приложение 9 Копия технического акта ....................................................................................... Приложение 10 Копия технического задания ............................................................................... Приложение 11 Заявка на шурфы и акты шурфовок» .................................................................... 96
4 Нормативные ссылки
№
п/п Номенклатура Наименование нормативного документа
1 Федеральный закон №7-ФЗ Об охране окружающей среды от 10 января г.
2 Федеральный закон №69-ФЗ О пожарной безопасности от 21 декабря г.
3 Федеральный закон №89-ФЗ Об отходах производства и потребления от 24 июня г.
4 Федеральный закон №116-
ФЗ О промышленной безопасности опасных производственных объектов от 21 июля г.
5 Федеральный закон №123-
ФЗ Технический регламент о требованиях пожарной безопасности от 22 июля г.
6 ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования и защита от коррозии Москва, 1998.
7 ГОСТ 9.602-2016 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии Москва, 2016.
8 СТО Газпром 9.4-052-2016 Организация коррозионных обследований объектов ПАО «Газпром» Основные требования Москва, 2016.
9 СТО Газпром 2-3.5-454-2010 Правила эксплуатации магистральных газопроводов Москва 2010.
10 СТО Газпром 9.0-001-2018 Защита от коррозии. Основные положения
Санкт-Петербург, 2018.
11 СТО Газпром 9.2-002-2019 Электрохимическая защита от коррозии. Основные требования Санкт-Петербург, 2019.
12 СТО Газпром 9.2-003-2020 Защита от коррозии. Проектирование электрохимической защиты подземных сооружений. Санкт-Петербург г
ПУЭ Правила устройства электроустановок изд,
2002.
14 Р Газпром 9.4-013-2011 Контроль состояний и оценка эффективности защитных покрытий подземных газопроводов
15 Р Газпром 9.4-049-2015 Методические рекомендации по проведению комплексного периодического коррозионного обследования. Москва 2015 16
СП 28.13330.2017 Защита строительных конструкций от коррозии
17
СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы
18
СП 76.13330.2016 Электротехнические устройства
19
СП 86.13330.2014 Магистральные трубопроводы
20
МТ и СЗ РФ Приказ № Нот (рег. №30593) Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок, 2013.
21
ФНП 101 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности
22 Постановление правительства РФ № 390 от 25.04.2012 Правила противопожарного режима в Российской Федерации
5 Обозначения и сокращения
АЗ
анодное заземление
АЛ анодная линия
АПК
аппаратно-программный комплекс
БСЗ
блок совместной защиты
ВИК визуально-измерительный контроль
ВКО
участок газопровода высокой коррозионной опасности
ВП
воздушный переход
ВЛ
воздушная линия электропередачи более 1000 В
ВЭ
вспомогательный (стальной) электрод
ВЭИ вставка электроизолирующая ГО газопровод - отвод
ЗЗ защитное заземление
ЗП защитное покрытие
ИП изоляционное покрытие
ИФС изолированное фланцевое соединение КВ контрольный вывод КИП контрольно-измерительный пункт
КДП контрольно-диагностический пункт КЛ катодная линия
ЛПУМГ линейно-производственное управление магистральных газопроводов ЛЭП воздушная линия электропередачи до 1000 В
МСЭ медносульфатный электрод сравнения МГ магистральный газопровод
НК неразрушающий контроль
ОУКЗ опытная установка катодной защиты
ПКЗ противокоррозионная защита
ПКО участок газопровода повышенной коррозионной опасности
СКП система контроля переходов
СКЗ станция катодной защиты
СМЭС-2ВЭ стационарный медно-сульфатный электрод длительного действия
УКЗ установка катодной защиты
УКО участок газопровода умеренной коррозионной опасности
УПЗ установка протекторной защиты
ЭС электрод сравнения
ЭХЗ электрохимическая защита
I значение тока, Ат значение тока, протекающего в трубопроводе, А п значение тока протекторной группы, Аз значение защитного тока, А к средняя плотность катодного тока, А/м
2
Jз средняя плотность защитного тока, мА/м
2
R
АЗ
сопротивление растеканию тока анодного заземления, Ом
Rзз сопротивление защитного заземления, Ом ц сопротивление цепи, Ом из сопротивление изоляции, Ом.м
2
Rпер переходное сопротивление «труба-земля», Ом.м
2
Rгр удельное сопротивление грунта, Ом*м
U значение напряжения, В
6
U«т-з» потенциал «труба-земля», В
Uвкл потенциал «труба-земля» при включенных средствах ЭХЗ, В
Uоткл потенциал «труба-земля» при отключенных средствах ЭХЗ, В пол поляризационный потенциал, В
ΔUвкл л/п левый/правый градиент потенциалов при включенных средствах ЭХЗ, мВ
ΔUоткл л/п левый/правый градиент потенциалов при отключенных средствах ЭХЗ, мВ
Ex значения электрической компоненты, мВ
7 Условные графические обозначения Заросли кустарника, мелких деревьев и лес
(начало/конец)
Болотистая местность
(начало/конец)
Поле
Пруд, Озеро Ручей Линия связи (ЛЭС)
Река / канал Линия электропередач ЛЭП) высоковольтная / низковольтная
Автомобильная дорога с покрытием Овраг (начало/конец)
Грунтовая дорога Железная дорога Установка катодной защиты (УКЗ) (рабочая
/ нерабочая) Установка дренажной защиты (рабочая / нерабочая)
Кран линейный рабочий / нерабочий)
Отвод
Газораспределительная станция
Воздушный переход / Открытый участок Контрольно- измерительный пункт КИП (рабочий / нерабочий) Свеча
8 ВВЕДЕНИЕ Технический отчет составлен по материалам комплексного периодического обследования, проведенного специалистами ИТЦ «Санкт-Петербург» в филиале ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» Смоленского ЛПУМГ. Обследования выполнялись в соответствии с техническим заданием и сметой к договору №24/1958/20/ГПД/122-ДО/20 по Программе производства работ комплексного обследования объектов Смоленского ЛПУМГ», утвержденной начальником ОПиОПР АО
«Газпром диагностика Стельмахом МВ, согласно требованиям СТО Газпром 9.4-052-
2016 и другой действующей нормативно-технической документации. Полный комплекс полевых измерений проводился в соответствии с Техническим заданием. В процессе проведения полевых электрометрических измерений, были выполнены работы, указанные в Приложении №9 Технический акт выполненных работ. Комплексное периодическое обследование проводилось в мае 2021 года. Обследованный газопровод-отвод к ГРС Кардымово (км) расположен в
Кардымовском районе Смоленской области и проходит по равнинной местности. Основные характеристики го к ГРС Кардымово:
- дата ввода в эксплуатацию 1978 г
- дата ввода системы ЭХЗ в эксплуатацию 1978 г
- проектное давление 5,39 МПа
- рабочее давление 5,39 МПа
- диаметр – 159 мм толщина стенки – 5-6 мм
- трубы из стали ГС Челябинского трубопрокатного завода.
- тип защитного покрытия – Праймер рулонный армированный материал, обертка Рам. В 2014 году специалистами ИТЦ ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» произведено комплексное периодическое обследование.
Внутритрубная диагностика газопровода не проводилась.
9 Порядок проведения работ Предварительный анализ участка трубопровода поданным эксплуатирующей организации и разметка трассы трубопровода. Обследование газопровода проводилось в соответствии с СТО Газпром 9.4-052-2016 и Методическими указаниями по диагностическому обследованию состояния коррозии и комплексной защиты подземных трубопроводов от коррозии. Камеральная обработка материалов произведена на основании требований СТО Газпром
9.4-052-2016. Предварительный анализ участка трубопровода поданным эксплуатирующей организации, и разметка трассы трубопровода. По результатам анализа данных исполнительной и эксплуатационной документации обследуемого участка трубопровода и смежных участков, а также данных по коррозии завесь период эксплуатации, участки обследуемого трубопровода предварительно классифицируют по
- степени обеспечения электрохимзащитой;
- ожидаемой коррозионной поврежденности трубопровода. На этапе ознакомления с трассой трубопровода производится уточнение прохождения оси трубопровода, разметка и привязка участка с определением мест пересечений со смежными коммуникациями, дорожными и водными переходами, мест подключения трубопроводов-отводов, технологических перемычек по оси трубопровода. Определяются участки ВКО и ПКО. Составляется рабочая трассовка, которая используется входе выполнения обследования и составлении технического отчета. Оценка уровня электрозащищенности производилась на основании ГОСТ Р 51164-98 пи ГОСТ 9.602-2016 п Глубина заложения трубопровода в местах повреждений изоляции определялась радио- детектором RD PCM. Привязка мест предполагаемых повреждений изоляции и объектов, встречающихся по трассе газопровода, производилось прибором «GPS ВТ фирмы «Global Sat». Измерения удельного электрического сопротивления грунта проводилось прибором типа Ф с шагом не болеем. При обследовании установок катодной защиты, проверялось техническое состояние, надѐжность подсоединения кабелей, нанесение на крышки преобразователей специальных знаков наличия высокого напряжения, контролировались показания индикаторных приборов путем сравнения с показаниями эталонных приборов.
10 Оценка трубопровода по степени коррозионной опасности произведена на основании ГОСТ Р 51164-98 п. К зонам повышенной коррозионной опасности относятся участки
- в болотистых, заболоченных, черноземных и поливных почвах, а также на участках перспективного обводнения или орошения на подводных переходах ив поймах река также на переходах через железные и автомобильные дороги, и на расстоянии в обе стороны от переходов по соответствующей НД;
- на участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлака
- на участках блуждающих токов источников постоянного тока
- на участках трубопроводов с температурой транспортируемого продукта выше 303 К
(30 Сна пересечении с различными трубопроводами, включая пом в обе стороны от места пересечения с применением покрытий заводского или базового нанесения в соответствии с НД. Определение зон коррозионной опасности. Общие критерии выделения газопроводов высокой, повышенной и умеренной коррозионной опасности Степень коррозионной опасности Критерии оценки Основные дополнительные коррозионные отказы скорость коррозии,
мм/год Высокая (ВКО)
+ более 0,5 ГОСТ Р 51164-98 Повышенная
(ПКО)
- более 0,3 ГОСТ Р 51164-98 п 5.9 Умеренная (УКО)
- менее 0,3
- Общие критерии содержат основные и дополнительные критерии. Необходимыми достаточным условием для отнесения участка газопровода к одной из трех степеней коррозионной опасности является удовлетворение хотя бы одному из трех основных критериев. К дополнительным критериям повышенной коррозионной опасности относятся участки трубопровода
- в засоленных грунтах (солончаковых, солонцах, солодях, сорах, полях с минеральными удобрениями и др
- в болотистых, заболоченных, черноземных и поливных почвах, а также на участках перспективного обводнения или орошения
11
- на подводных переходах ив поймах река также на переходах через железные и автомобильные дороги на расстояние в обе стороны от переходов в соответствии с НТД.
- на участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлаков
- на участках блуждающих токов источников постоянного тока
- на участках трубопроводов с температурой транспортируемого продукта свыше Сна территориях компрессорных, газораспределительных станций, а также установок комплексной подготовки газа и на расстоянием в обе стороны от них
- на пересечениях с различными трубопроводами, включая пом в обе стороны от места пересечения. Выполнение комплекса электрометрических измерений Измерение потенциалов «труба-земля». Измерения позволяют получить распределение потенциалов «труба-земля» Uт-з вдоль оси трубопровода, что дает возможность оценить уровень защищенности трубопровода по протяженности. Измерение суммарного потенциала. Измерения проводятся на КИПах, оборудованных стационарным электродом сравнения. Если КИП не оборудован стационарным электродом сравнения используя выносной электрод типа Зонд. Зонд устанавливается над осью трубы. Грунт вместе установки должен быть увлажнѐн. Для долговременной регистрации потенциалов Uт-з при наличии блуждающих токов применяется прибор "ПКИ-02" и РАД-256М. Измерительный прибор подключается к клеммам на КИП (Рисунок 1):
- к выводу от трубопровода
- к выводу от измерительного электрода сравнения.
12
ИЭ
ВЭ
приварка
ВЭ
ИЭ
Газопровод
U
т-з
КИП
V
«Зонд»
Рисунок 1 - Схема измерения суммарного потенциала Измерение поляризационного потенциала методом отключения тока поляризации вспомогательного электрода заключается в измерении потенциала отключения вспомогательного электрода–датчика (имитирующего дефект изоляции трубы) в момент его отключения от трубы. Измерения проводятся на КИПах, оборудованных стационарным вспомогательным электродом и электродом сравнения, либо используя выносной электрод типа Зонд. Перед измерением поляризационного потенциала необходимо на КИП разомкнуть перемычку между трубой и ВЭ. По окончании измерения поляризационного потенциала необходимо установить перемычку между трубой и ВЭ. При измерении поляризационного потенциала с помощью выносного электрода типа Зонд, отсчѐт показаний производится не ранее, чем через 10 минут после подключения прибора и начала поляризации вспомогательного электрода. Для измерения используются приборы ПКИ-02 либо другие приборы коррозионных изысканий. Измерительный прибор подключается к клеммам на КИП (Рисунок 2):
- к выводу от трубопровода
- к выводу от вспомогательного электрода
- к выводу от измерительного электрода сравнения. После стабилизации показаний прибора результат измерений заносят в протокол. Показания можно считать установившимися в том случае, если второй знак после запятой остается неизменным в течение 10 секунд.
13
ИЭ
ВЭ
приварка
ВЭ
ИЭ
Газопровод
ПКИ-02
ИЭ
ВЭ
Труба
U
п-п
КИП
«Зонд»
Рисунок 2 - Схема измерения поляризационного потенциала Обнаружение сквозных повреждений изоляционного покрытия. Обнаружение сквозных повреждений выполняется на участках трубопровода искателем повреждений изоляции и включает в себя измерения поперечных градиентов напряжения переменного тока с разносом электродов 2 м на частоте 100 Гц. Оператор перемещается вдоль трассы трубопровода с приемником и наблюдает за уровнем сигнала по отклонению стрелки индикаторной головки и уровню звука. Величина сигналов определяется разностью потенциалов на поверхности земли, которые образуются прохождением переменного тока. Вместе повреждения изоляции переходное сопротивление между трубой и землей уменьшается, и на поверхности земли потенциал будет иметь повышенное значение. Увеличение потенциала будет тем значительнее, чем больше повреждение. Измерение удельного электрического сопротивления грунта. Удельное электрическое сопротивление грунта определяется для оценки степени его агрессивности. Критерии оценки коррозионной агрессивности грунтов Коррозионная агрессивность грунта Удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м Средняя плотность катодного тока, А/м
1 2 3 4 5 6
2
Низкая Более 50 До 0,05 включ. Средняя От 20 до 50 включ. От 0,05 до 0,20 включ. Высокая До 20 включ. Более 0,20
14 Удельное электрическое сопротивление измеряется симметричным четырехэлектродным методом Веннера с шагом 100 м на всем обследуемом участке в соответствии с ГОСТ
9.602
2016 и Техническим заданием на обследование. При проведении измерений, для исключения влияния поляризации электродов целесообразно применение приборов со встроенным преобразователем постоянного тока в переменный типа Ф. Для проведения измерений используются стальные электроды длиной 250-350 мм и диаметром 15-20 мм. Электроды размещаются по одной линии, которая проходит перпендикулярно или параллельно трубопроводу на расстоянии 2-4 мот оси трубопровода (Рисунок 3). Электроды заземляются в грунт на глубину не более 1/20 расстояния между ними.
I
1
I
2
E
2
E
1
a a
a
1/20a
1 2
1 - электрод 2 - прибор. Рисунок 3 - Схема определения удельного сопротивления грунта Величина удельного электрического сопротивления грунта ρ, Ом·м вычисляется по формуле
, где R - измеренное по прибору сопротивление, Ома- расстояние между электродами, принимаемое одинаковыми равным глубине прокладки подземного сооружениям График изменения удельного сопротивления грунта вдоль трассы трубопровода отражается на коррозионной карте обследуемого участка. Выполнение комплекса диагностических работ по оценке состояния средств ЭХЗ. Оценка технического состояния средств ЭХЗ и эффективности работы УКЗ. Целью обследования средств ЭХЗ трубопроводов является определение их состояния и возможности обеспечения непрерывной во времени и достаточной по уровню катодной поляризации на всем протяжении трубопровода существующими установками. При обследовании состояния и параметров установок катодной защиты выполняются следующие работы
- ознакомление с журналом эксплуатации и ремонта установки катодной защиты и
Ra
2
15 ее паспортом
- обследование и регистрация фактического состояния УКЗ (место установки станции на трубопроводе количество СКЗ в УКЗ; тип и схема соединения СКЗ между собой и с нитками трубопровода, АЗ
- параметры СКЗ (сила тока и напряжение по штатным приборам СКЗ), контроль правильности показаний амперметра и вольтметра СКЗ контрольными приборами
- потенциал U
Т-З в точке дренажа
- расположение З относительно трубопровода походу газа и его расстояние от трубопровода
- определение сопротивления растеканию анодного заземления АЗ и защитного заземления R
ЗЗ
(определение переходного сопротивления АЗ позволяет выяснить его качественное состояние, а, следовательно, возможности УКЗ потоку в пределах его номинального значения
- определение типа, марки, сечения, длины дренажного и анодного кабелей характеристики питания СКЗ; состояния электроизмерительных приборов станций, всех ее контактных соединений, переключателей выходного напряжения, соединительных кабелей УКЗ и т.д.;
- определение резерва СКЗ потоку. Сопротивление растеканию анодного заземления R
АЗ
Измерение проводят по трѐхэлектродной схеме (Рисунок 4). При этом токовые клеммы прибора подключают к заземлителю и токовому электроду, который должен быть удалѐн на расстояние примерно равное четырѐхкратной глубине заложения испытуемого заземлителя. Электроды располагают перпендикулярно оси сооружения. Потенциальные клеммы прибора подключают к заземлителю и потенциальному электроду, удалѐнному на расстояние примерно равное двукратной глубине заложения испытуемого заземлителя. При проведении измерений, для исключения влияния поляризации электродов целесообразно применение приборов со встроенным преобразователем постоянного тока в переменный типа Fluke Geo 1625. При проведении измерений провод, идущий от анодного заземления, необходимо отсоединить от плюсовой клеммы преобразователя катодной защиты.
16
I
1
I
2
E
2
E
1 2a
4a
3
Э
1
Э
2 2
1 2
4
a
1 - анодное заземление 2 - измерительные провода - измеритель сопротивления заземления - измерительные стальные электроды;l
АЗ
- длина анодного заземления;а – глубина заложения анодного заземления Рисунок 4 - Схема измерения сопротивления растеканию тока анодного заземления По величине сопротивления растеканию анодного тока делают вывод о рабочем состоянии анодного заземления чем ниже сопротивление АЗ, тем лучше состояние анодного заземления. Сопротивление растеканию защитного заземления R
ЗЗ
. Измерения сопротивления растеканию тока защитного заземления R
ЗЗ
проводятся прибором типа Фили др. в соответствии с инструкцией по эксплуатации прибора. Сопротивление растеканию защитного заземления не должно превышать 4 Ом. Резерв потоку УКЗ. Резерв потоку УКЗ определяется на установленном режиме работы трансформатора последующей формуле
100 раб, где Z – запас потоку раб – рабочий ток СКЗ; I
max
– максимальный ток СКЗ. Оценка технического состояния переходов газопровода через автомобильные и железные дороги. Определение наличия контакта «труба-кожух». Стечением времени, на переходах трубопроводов через авто- и железные дороги, оборудованных защитными кожухами, может образоваться контакт трубы с защитным кожухом. Такой контакт приводит к снижению эффективности действия катодной защиты, возникновению неконтролируемых коррозионных процессов на трубе в полости кожуха. С целью выявления наличия и вида контакта защитного кожуха с трубой проводятся
17 замеры потенциалов «кожух-земля» Uк-з, «труба-земля» Uт-з, сопротивление труба- кожух Rт-к на переходах трубопровода через автомобильные и железные дороги. Измерение потенциалов трубы и защитного кожуха выполняют высокоомным вольтметром АРРА-91 и т.п. Наличие или отсутствие электрического контакта "труба-кожух" определяют измерением сопротивления цепи «труба–кожух» Rт-к. Измерение проводится прибором-измерителем сопротивлений типа Fluke Geo и др, работающим на переменном токе.
Наличие и вид контакта между кожухом и трубопроводом определяется по методике указанной в дополнении к ВСН 009-88 п. Оценка эффективности работы протекторов. При обследовании протекторных установок контролю подлежат следующие параметры
- потенциал сооружения до подключения протекторов
- потенциал протекторов до подключения к сооружению
- потенциал сооружения после подключения протекторов
- сила тока вцепи «протектор-сооружение»;
- сопротивление цепи «протектор-сооружение». Измерение на протекторных установках (Рисунок 5) выполняют высокоомным вольтметром АРРА-91 и т.п. При измерении силы тока вцепи протекторной установки используются приборы с низким внутренним сопротивлением на пределе 10 А или с наружным шунтом.
Газопровод
КИП
Кожух
КИП
ПМ-20У
ПМ-20У
ИЭ
U
тр-з
V
U
кож-з
U
прот-з
А
Geohm
I
прот-кож
R
кож-тр
1 1 - протектор;
Рисунок 5 - Схема измерений на дорожных переходах
18 Определение значения переходного сопротивления изоляционного покрытия. В соответствии с ВРД – 39-1.10-26-2001 первым этапом обработки токовых измерений является расчет коэффициента затухания тока (на единицу дистанции.
α = (2000/L
1-2
)*lg(I
1
/I
2
) [мБ/м], где L
1-2
– расстояние между пунктами измерения. По значению коэффициента, с помощью номограммы (Рисунок 3) для конкретной рабочей частоты (100 Гц) и диаметра трубопровода, определяется значение переходного сопротивления изоляционного покрытия. Рисунок 3 . Номограммы для оценки переходного сопротивления ИП по приведенному коэффициенту затухания тока. Критерии интегральной оценки состояния изоляционного покрытия Сопротивление изоляции на законченных строительством и засыпанных участках трубопровода при температуре выше К (С, Ом·м
2
, не менее 3*10 5
Ом·м
2
,
1*10 5
Ом·м
2
, 5*10 4
Ом·м
2
, в зависимости от конструкции. Сопротивление изоляции для всех видов покрытий не должно уменьшаться более чем в 3 раза через 10 лети более чем враз через 20 лет эксплуатации.
19 Список исполнителей
п/п Должность
Ф.И.О. Статус Специализация Группа уровень Удостоверение по НК Номер Срок действия Руководитель
бригады/член бригады ЭК УК (УТ)/
ВИК
I /II /III
1 Нач. отдела
Кирсанов В.Г. Руководитель бригады ЭК (ЭХЗ), ЭК
(КИ)/ ВИК
II ЭК №0034-
48126-2019 11.2022
ВИК №0034-
41150-2018 11.2021 2 Главный специалист
Аверин МН. Специалист
ЭК,ВИК,УК
II ЭК №0034-
43056-2019 11. 2022
ВИК
№0034-
43056-2019 11. 2022
УК № 0034-
43056-2019 11. 2022 3 Нач. отдела
Никитин ЕЮ. Специалист ЭК (ЭХЗ), ЭК
(КИ)/ ВИК
II ЭК №НОАП-
0001-59739 11. 2022
ВИК №0034-
41162-2018 11. 2022
20 Перечень используемого оборудования
№ п/п Наименование прибора Назначение Заводской номер Свидетельство о поверке Дата следующей поверки
1
РАД-256М Регистратор автономный
309662
СК 59/21 Февраль 2022 г
2
РАД-256М Регистратор автономный
0307-0043
СК 63/21 Февраль 2022 г
3
ДИП-2006 Искатель повреждения изоляции
2010-015
СК 85/21 Февраль 2022 г
4
АРРА 30 Клещи электроизмерительные
04005475
СК 37/21 Февраль 2022 г
5
АРРА 97
Мультиметр
11900583
СК 45/21 Февраль 2022 г
Менделеевец ИР-1
Измеритель-регистратор напряжений
002
СК 69/21 Февраль 2022 г
7 vLocDM приемник Трубопроводный дефектоскоп
20202060058
СК 01/21 Февраль 2022 г
8
GEOTEST 2016 Измеритель сопротивления заземления
07054242
СК 33/21 Февраль 2022 г
9
ПКИ-02 Измерение параметров УКЗ
00451
СК 17/21 Февраль 2022 г
21 Раздел 1 Результаты анализа исходных данных Раздел 1.1 Характеристика объекта
№
п/п Наименование объекта Начало участка, км Конец участка, км Общая протяженность, км Диаметр толщина стенки, мм Марка стали Конструкция трубы Завод изготовитель Тип защитного покрытия Конструкция защитного покрытия Способ нанесения защитного покрытия Дата ввода в эксплуатацию Проектное давление, МПа Фактическое давление, МПа
1 ГО ГРС
Кардымово
0,000 0,13 0,13 159/5-6 ГС прямошевная
(одношевная) Челябинский трубопрокатный завод
Праймер армированный материал, обертка "Рам" Усиленная трассовый
1978 5,4 5,4 Раздел 1.2 Сведения о пересечениях с автомобильными и железными дорогами
№
п/п Начало пересечения, км Координаты перехода Тип дороги Наименование дороги Наличие защитного кожуха Длина защитного кожухам Диаметр мм Средства
ЭХЗ кожуха Наличие КИП вначале перехода Наличие КИП в конце перехода Категория дороги Пересечения с автомобильными и железными дорогами проектом не предусмотрены Раздел 1.3 Сведения о пересечениях сводными преградами
№
п/п Границы перехода Длина переходам Наименование преграды Примечание начало перехода, км конец перехода, км Пересечения сводными преградами отсутствуют Раздел 1.4 Сведения о воздушных переходах
№
п/п Границы перехода Длина переходам Наименование преграды Количество промежуточных опор Примечание начало перехода, км конец перехода, км Воздушные переходы отсутствуют
22 Раздел 1.5 Сведения о пересечениях и сближениях с другими коммуникациями
№
п/п
М
ес
то
пе
ресе
че
ни
я,
км
Н
ача
л
о пересечения
(па
ра
л
л
ел
ьн
ое
сл
едо
ва
ни
е)
, к
м
Ко
не
ц пересечения
(па
ра
л
л
ел
ьн
ое
сл
едо
ва
ни
е)
км
Т
ип
ко
м
м
уни
ка
ци
и
Сп
осо
б
про
кл
адки
Уг
ол
пересечения Напряжение для
В
Л,
кВ
П
ол
яриза
ци
онн
ый
по
те
нц
иа
л
, В
Су
м
м
арный
за
щит
ны
й
по
те
нц
иа
л
в месте пересечения параллельного следования, В
Н
ал
ич
ие
средс
тв
Э
ХЗ
наст со
вм
ес
тн
ой
за
щит
ы
Со
бст
ве
нн
ик
Н
ал
ич
ие
КИП вместе пересечения Примечание Пересечения и сближения с другими коммуникациями отсутствуют Раздел 1.6 Сведения о местах соединения с другими трубопроводами
№
п/п Место врезки, км Наличие изолирующего соединения Параметры другого трубопровода Наличие КИП вместе врезки Наличие и способ совместной защиты Примечание Наименование Диаметр, мм Тип изоляции Собственник
1 0,000 нет Отвод к ГРС «Дорогобуж»
273 Битумная
ПАО
«Газпром» нет прямой металлический контакт
- Раздел 1.7 Сведения о предшествующих обследованиях участка
№
п/п Начало участка, км Конец участка, км Протяженность, км Дата проведения обследования Организация, проводившая обследование Краткие выводы и рекомендации, примечания Выполнение рекомендаций
1 0
0,13 0,13 г.
ИТЦ ООО
«Газпром трансгаз
Санкт-Петербург» Поддерживать установленные режимы УКЗ, произвести выборочный ремонт защитного покрытия. Выполнено
23 Раздел 1.8 Сведения о ремонте металла трубопровода
№
п/п Год ремонта Начало участка, км Конец участка, км Протяженность, м Основание для ремонта Вид ремонта Параметры отремонтированного трубопровода Примечание диаметр и толщина стенки, мм Марка стали Ремонт трубопровода не проводился Раздел 1.9 Сведения о ремонте защитного покрытия
№
п/п Год ремонта Начало участка, км Конец участка, км Протяженность, м Основание для ремонта Вид ремонта Тип покрытия Материал покрытия Примечание
1 2016 0
0,13 0,13 План капитального ремонта Выборочный ремонт защитного покрытия
Битумно- полимерный
Битумно- полимерный Раздел 1.10 Сведения об установках катодной защиты
№
п/п Регистрационный номер
УКЗ Месторасположения УКЗ Координата точки подключения по трассе, км Катодная линия Анодная линия
СКЗ АЗ Материал, сечение катодной линии
СКЗ, мм Протяженность КЛ, м Сопротивление КЛ, Ом Материал, сечение анодной линии
СКЗ, мм Протяженность
АЛ, м Сопротивление
АЛ, Ом Дата монтажа реконструкции) Тип Продолжительность простоев, час Категория электроснабжения Дата монтажа реконструкции) Тип Конструкция Размеры, кол- во, шт. Расстояние до трубопровода ГРС Кардымово
0,13
ВБбШв х, АС х 40+300 0,015 АС х,
АВВГ х,
ВБбШв х 400+30+30 0,018 2013
К
МО
НГ
К
-Е
вр о
0 3
2013 глубинное ЭР м, шт
250
24 Раздел 1.11 Сведения об установках дренажной защиты
№
п/п Регистрационный номер
УДЗ Месторасположения
УДЗ Координата точки подключения по
трассе,км Координата точки подключения по источнику блуждающего тока, км Год монтажа реконструкции) Тип
СДЗ Расстояние от точки дренажа до точки подключения к ж/д, м Величина шунтирующего сопротивления вцепи Дренажный кабель Марка дренажного кабеля Длинам Кол- во жил, шт. Сечение жилы, мм Сопротивление, Ом Способ подключения к рельсовой цепи Установки дренажной защиты проектом не предусмотрены. Раздел 1.12 Сведения об установках протекторной защиты
№
п/п Регистрационный номер УПЗ Координата точки дренажа по трассе, км Дата монтажа реконструкции, ремонта) Объект защиты Способ соединения с объектом защиты Марка, тип протекторов Количество групп
/ количество протекторов в группе, шт. Примечание Установки протекторной защиты проектом не предусмотрены. Раздел 1.13 Сведения о контрольно-измерительных пунктах
№
п/п Количество по проекту, шт. Количество неисправных КИП, шт. Примечание
1 1
0
- Раздел 1.14 Сведения об удельном электрическом сопротивлении грунта вдоль трассы
№
п/п Координата измерения, км
ρ гр,
Ом*м Тип грунта Проектная глубина залегания до верхней образующей трубопроводам Коррозионная агрессивность Примечание
1 0,000 85,0 суглинок
1,5 низкая
-
2 0,122 79,0 суглинок
1,5 низкая
-
25 Раздел 1.15 Сведения об участках с наличием блуждающих токов
№
п/п Тип тока Тип источника Начало участка, км Конец участка, км Длина участка, км Примечание Участки с наличием блуждающих токов отсутствуют Раздел 1.16 Сведения о распределении защитных потенциалов на КИП по трассе по годам
№
п/п
2018
2019
2020 Потенциал естественный, В Примечание Потенциал с омической составляющей, В Поляризационный потенциал, В Потенциал с омической составляющей, В Поляризационный потенциал, В Потенциал с омической составляющей, В Поляризационный потенциал, В Раздел 1.17 Сведения об участках с коррозионными повреждениями
№
п/п Дата обнаружения коррозионного повреждения Вид коррозионного повреждения Месторасположения коррозионного повреждения, час Глубина коррозионного повреждения, мм Площадь коррозионного повреждения, см Принятые меры по устранению коррозионного повреждения Примечание Участки с коррозионными повреждениями отсутствуют, ВТД не проводилась.
26 Раздел 2 Результаты измерений Раздел 2.1 Ведомость обследования технического состояния КИП
1 2 3 4 5 6
№
п/п Вид КИП Координаты КИП Данные измерений Величина сопротивления цепи стационарного МСЭ Примечание точка подключения по трассе, км точка подключения по
GPS/Глонасс
U«т-з» относительно стационарного
МСЭ, В
U«т-з» относительно контрольного
МСЭ, В
U пол, В
R «тр - ВЭ», Ом
R «тр - ЭС», Ом
1
ГРС "Кардымово", УКЗ №10081024041 0,122
N 54,867280 E 32,457290
-
-1,60
-1,08
-
-
- Раздел 2.2 Технические параметры работы УКЗ
№
п/п Регистрационный номер
У
КЗ
Ко
ордина
та
точки дренажа, км
За
во
дск
ой
но
м
ер
Режим работы Тип те
л
ек
онт
ро
л
я Количество защищаемых о
бъ
ек
то
в
Т
ип
СКЗ
В
рем
я наработки час Время защиты час
R анодного заземления, О
м
Т
ип
АЗ, материал электродов их количество
и
па
ра
м
ет
ры
Р
асс
то
ян
ие
от объекта до АЗ, м гр в зоне АЗ, Ом м защитного заземления, Ом
«т
-з
» в точке дренажа, В пол. в точке дренажа, В
Рабочие режимы Максимальные режимы Резерв У
КЗ потоку, Зоны защиты
ру
чн
ой
авт
ом
ати
че
ск
ой
ст
аб
ил
иза
ци
и
U, В
I, А
U, В
I, А Начало границы зоны, км
Ко
не
ц границы зоны, км
по
то
ку
по
потенциалу по прибору СКЗ
по
контрольному
приб
ору
по
прибору СКЗ
по
контрольному
приб
ору
по
прибору СКЗ
по
контрольному
приб
ору
по
прибору СКЗ
по
контрольному прибору 1
0 0
8 1
0 2
4 0
4 1
0
,1 2
2 5
1 1
2 0
2 5
4
- да
- нет 3
К
МО
НГ
К
-Е
вр о У-
8 3
7 7
4 2 ГАЗ 0
, ЭР шт 79 2,2
-1,60
-1,08 4,5 4,6 1,5 1,5 47 47,7 21,2 21,2 92,9 0
0
,1 2
2
27 Раздел 2.3 Оптимизация работы средств ЭХЗ
№
п/п Номер
УКЗ Место измерения Рабочие режимы УКЗ с защитным потенциалом Зоны защиты после оптимизации Примечание до оптимизации после оптимизации
I, A U, B Резерв
УКЗ потоку
U«т-з», В пол, В I, A U, B Резерв
УКЗ потоку
U«т-з», В пол, В Начало границы, км Конец границы, км
1 10081024041 0,122 1,5 4,6 92,9
-1,60
-1,08 1,5 4,6 92,9
-1,60
-1,08 0
0,122
УКЗ работает в оптимальном режиме стабилизации потоку. Раздел 2.4 Технические параметры работы УДЗ
№
п/п Регистрационный номер УДЗ Координата точки подключения, км Заводской номер
R защитного заземления, Ом Суточные рабочие режимы Ступень дренажного сопротивления, Ом Примечание
±U«т-з», В
±U«р-з», В Ток дренирования, А
min max ср. min max ср.
min
max
ср. Установки дренажной защиты проектом не предусмотрены. Раздел 2.5 Технические параметры работы УПЗ
№
п/п Регистрационный номер УПЗ Координата точки дренажа, км
ρ гр на глубине укладки, Ом*м
R цепи
УПЗ, Ом
R растеканию
УПЗ, Ом
U «п-з», В Суммарный ток
УПЗ, А
U «с-з», В
U пол. сооружения, В Примечание Установки УПЗ проектом не предусмотрены.
28 Раздел 2.6 Обследование переходов трубопровода через естественные и искусственные преграды
№
п/п Координаты перехода,
км
Т
ип
прег
ра
ды
Н
аим
ен
ова
ни
е
прег
ра
ды
Т
ип
средств Э
ХЗ
ко
жу
ха
Со
про
ти
вл
ен
ие
«тру
ба
-к
ожу
х»
, О
м
Со
про
ти
вл
ен
ие
ра
ст
ек
ани
ю
кожуха, О
м
Удельное сопротивление грунта,
Ом*м Потенциал трубопровода, В Потенциал кожуха, В Наличие контакта
«тру
ба
-к
ожу
х»
П
рим
еч
ани
е до перехода после перехода до перехода после перехода до перехода после перехода
«т-з»
U пол.
U
«т-з»
U пол.
U
«к-з»
U пол.
U
«к-з»
U пол. Переходы трубопровода через естественные и искусственные преграды проектом не предусмотрены. Раздел 2.7 Обследование воздушных переходов
№
п/п Координаты перехода, км Удельное сопротивление,
Ом*м Потенциал, В Визуальная оценка состояния ЗП в местах выхода трубы на дневную поверхность Наличие устройства защитного заземления трубопровода Примечание до перехода после перехода до перехода после перехода до перехода после перехода Воздушные переходы проектом не предусмотрены. Раздел 2.8 Обследование электроизолирующих вставок и фланцев
№
п/п Координаты ВЭИ (ИФС) Тип соединения Кажущееся сопротивление
ВЭИ, Ом
U «т-з», В
U пол, В
ΔU вставки, мВ Примечание Точка подключения по трассе, км Точка подключения по
GPS/Глонасс до вставки после вставки до вставки после вставки
1 0,122
N 54,867280
E 32,457290
ВЭИ
2
-1,6
-1,4
-1,08
-1,08 200
ВЭИ исправна
29 Раздел 2.9 Определение зоны влияния блуждающих токов
№
п/п Начала Конец протяженность, км Потенциал, В Защищенность повремени Защищенность по протяженности, % Примечание км От ориентиров на местности км От ориентиров на местности максимальный минимальный средний Участки с наличием блуждающих токов не обнаружены. Раздел 2.10 Определение негативного влияния переменного тока
№
п/п Точка измерения по трассе, км Потенциальный источник Место пересечения, км Напряжение переменного тока
«труба-земля», В
U ест. через
10 мин, В Потенциал ВЭ после подключения к трубопроводу, В Среднее смещение ВЭ, В Примечание Макс. Мин. Среднее Отсутствуют высоковольтные ЛЭП проходящие параллельно ГО или пересекающие его. Раздел 2.11 Сведения о взаимном влиянии сторонних коммуникаций
№
п/п Место изм
ерен
ия
об
сл
еду
ем
ог
о трубопровода, к
м
М
ес
то
изм
ерен
ия
ст
оро
нн
ей
ко
м
м
уни
ка
ци
и,
км
Участок параллельного следования Наименование коммуникаций Наличие и
ти
п
со
вм
ес
тн
ой
за
щит
ы
Величина потенциала стороннего сооружения
U «с-з», В Координатам обследуемого сооружения км
Величина потенциала обследуемого сооружения
U «т-з», В Наличие вредного влияния Примечание начало, км конец, км при включенной
УКЗ при отключенной
УКЗ при включенной
УКЗ при отключенной
УКЗ
1 0,000
-
-
- Отвод к ГРС «Дорогобуж» да
-1,77
-1,35 0,000
-1,77
-1,35 нет
-
30 Раздел 2.12 Обследование блоков совместной защиты
№
п/п Координаты БСЗ Тип
БСЗ
№ КИП с БСЗ Рабочий ток канала, мА Сопротивление канала, Ом Натекание тока на
U«т-з», В Примечание по трассе, км по GPS/ Глонасс трубопровод сооружение трубопровод сооружение Блоки совместной защиты проектом не предусмотрены. Раздел 2.13 Ведомость участков с дефектами защитного покрытия
№
п/п Начало участка Конец участка Протяженность участкам Потенциал вместе дефекта
U«т-з», В Уровень фонового сигнала Уровень сигнала над дефектом Примечание по трассе, км от ориентира на местности по
GPS/Глонасс по трассе, км от ориентира на местности по
GPS/Глонасс Участки с дефектами защитного покрытия не обнаружены Итого 0 повреждения общей протяженностью км, что составляет 0,00 % от общей протяженности. Раздел 2.14 Ведомость участков «недозащиты» и «перезащиты»
№
п/п
U«т-з» min, В Начало участка Конец участка Протяженность участка Примечание по трассе, км от ориентира на местности по
GPS/Глонасс по трассе, км от ориентира на местности по
GPS/Глонасс мВ ходе обследования участков «недозащиты» и «перезащиты» не обнаружено Раздел 2.15 Оценка сопротивления защитного покрытия
№
п/п Начало участка, км Конец участка, км Протяженность, м Продольное сопротивление,
Ом/м Нормативное сопротивление защитного
покрытия(на момент обследования,
Ом∙м² Сопротивление растеканию трубопровода,
Ом∙м Переходное сопротивление трубопровода на момент обследования,
Ом∙м² Оценка состояния защитного покрытия Коэффициент, характеризующий скорость старения, год Прогнозируемый период, год Прогнозируемое переходное сопротивление трубопровода,
Ом∙м²
1 0,000 0,122 122 0,0001013 500 103 608 удовлетворительное
0,0500 10 139
31 Раздел 2.16 Обследование состояния трубопровода в шурфах и других доступных местах
№
п/п Номер акта обследования трубопровода в
шу
рф
е Привязка шурфа / открытого участка Длина шурфам Удельное сопротивление, О
м
*м
U«
т-
з»
на поверхности шурфа В
U«
т-
з»
в шурфе В
Состояние защитного покрытия Состояние металла Примечание по трассе км
от ориентира нам G
P
S /
Гл
она
сс
Т
ол
щин
а,
м
м
Со
ст
оян
ие
по
ве
рх
но
ст
и
П
л
оща
дь дефекта, см Адгезия Н
/см
П
ричи
на
по
врежден
ия
Т
ол
щин
а стенки, м
м
М
ес
то
дефекта, час Характер продуктов
ко
рр
оз
ии
Ха
ра
кт
ер
по
врежден
ия
О
бща
я площадь повреждения, см Максимальная глубина
ко
рр
оз
ио
нн
ых
по
врежден
ий
, мм / %
1 14 0,072 Кран 24-1.7-1-7 + м E32,45777 2 80 -1,7
-1,7 4
Уд.
-
-
-
5
- -
-
-
-
- Раздел 2.17 Ведомость коррозионно-опасных участков
№
п/п Обоснование фактора коррозионной опасности
ВКО участок, км
ПКО участок, км Примечание Начало Конец Протяженность Начало Конец Протяженность
ГРС "Кардымово", УКЗ №10081024041
-
-
-
0,022 0,122 0,100
- Итого зоны ПКО – 0,100 км, что составляет 81,97 % от общей протяженности.
32 Раздел 2.18 Прогноз изменения параметров УКЗ
№
п/п
№ УКЗ Выходной ток УКЗ на момент обследования, А Прогнозируемый период, год Выходной ток прогнозируемый период, А Запас тока УКЗ на прогнозируемый период, А Примечание
1 10081024041 1,5 2031 1,6 19
33 Выводы и рекомендации по результатам обследования Раздел 3.1 Выводы
3.1.1 Оценка условий эксплуатации трубопровода по результатам анализа проектной и эксплуатационной документации.
3.1.1.1 Оценка параметров трубопровода го к ГРС Кардымово (инв. №000014076). Общая протяженность обследованного газопровода составляет км. Газопровод имеет диаметр 159 мм. При прокладке газопровода применялись прямошовные трубы из стали ГС Челябинского трубопрокатного завода, защитное покрытие – праймер рулонный армированный материал, обертка Рам (усиленная. Год ввода в эксплуатацию 1978.
3.1.1.2 Оценка характеристик трассы прохождения трубопровода Обследованный газопровод-отвод к ГРС «Кардымово» (км) расположен в
Кардымовском районе Смоленской области и проходит по равнинной местности с незначительными перепадами высот. Климат в районе прохождения газопровода атлантиконтинентальный, средняя температура зимой –15 Слетом С. Общее количество осадков за год достигает мм, в том числе зимой – мм, весной – мм, летом – мм, осенью – мм. Грунт промерзает зимой на глубину дом. Газопровод по проекту не имеет пересечений с искуственными и естественными преградами. Воздушные переходы проектом не предусмотрены.
3.1.1.3. Коррозионная ситуация по трассе Удельное электрическое сопротивление грунта вдоль трассы обследованного газопровода изменяется в пределах от 75 до 89 Ом*м, что характеризует их низкую коррозионную агрессивность. Резкие скачки удельного сопротивления грунта не обнаружены. Газопровод не подвержен влиянию блуждающих токов.
3.1.1.4 Анализ технического состояния средств ЭХЗ и защищенности подземных трубопроводов от почвенной коррозии Для осуществления активной защиты газопровода-отвода от коррозии установлена одна
УКЗ. Техническое состояние УКЗ удовлетворительное. Контроль режимов работы станции и профилактический ремонт проводится регулярно. Сопротивление растеканию защитного заземлений УКЗ находится в пределах нормативного значения. Переходы пода д и ж/д проектом не предусмотрены. В соответствии сданными эксплуатации контроль за защищенностью обеспечивает КИП, который находится в исправном состоянии. Количество и состояние КИП позволяют оценить защищенность обследованного газопровода в полном объеме. По результатам измерений зоны недозащиты и перезащиты не выявлены. На всем
34 протяжении уровень защитного потенциала соответствует требованиям ГОСТ Р. В 2014 году специалистами ИТЦ ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» проведено комплексное периодическое обследование газопровода.
3.1.1.5 Анализ состояния защитного покрытия По результатам комплексного периодического обследования состояние защитного покрытия оценивается как удовлетворительное.
3.1.1.6 Анализ коррозионного состояние трубопровода Исходя изданных о наличии на обследованном го аварий и свищей, отказов по причине почвенной коррозии не зафиксировано. Внутритрубная диагностика не проводилась.
3.1.2 Результаты анализа полученных данных по результатам проведенных измерений.
3.1.2.1 Оценка технического состояния средств ЭХЗ: Активную защиту обследованного газопровода-отвода осуществляет одна УКЗ. Запас потоку УКЗ составляет 92,9%. Сопротивления растеканию тока защитного заземления УКЗ находятся в пределах значений регламентируемых табл. 36 Правил Эксплуатации Электроустановок Потребителей. Состояние установки катодной защиты удовлетворительное. Переходы пода д и ж/д отсутствуют. Для контроля над защищенностью обследованного газопровода-отвода установлен 1 КИП, который находится в исправном состоянии. Количество и состояние КИП позволяют оценить защищенность обследованного го в полном объеме. Пересечений с другими коммуникациями, а также с ВЛ проектом не предусмотрено.
3.1.2.2 Защищенность подземного трубопровода средствами ЭХЗ по протяженности и во времени Суммарный защитный потенциал вдоль обследованного участка газопровода находится в пределах нормативных значений от -В до -В. УКЗ обеспечивает активную защиту трубопровода на 100% по протяженности и во времени.
3.1.2.3. Соответствие или несоответствие элементов ПКЗ трубопровода требованиям
ПАО «Газпром»: С учетом времени эксплуатации гоне соответствуют. Для соответствия требованиям элементов ПКЗ требованиям ПАО «Газпром», на основании СТО Газпром 9.2-003-2009 и СТО Газпром 2-2.3-173-2007, необходимо Произвести капитальный ремонт защитного покрытия всего обследованного участка или произвести сплошную замену труб с применением защитного
35 покрытия заводского нанесения.
3.1.2.4 Оценка состояния переходов трубопроводов через естественные и искусственные преграды Переходы через естественные и искусственные преграды отсутствуют и проектом не предусмотрены.
3.1.2.5 Оценка состояния защитного покрытия Проведение интегральной оценки состояния обследованного го показало, что защитное покрытие на обследованном газопроводе-отводе оценивается как удовлетворительное. Участков с предполагаемыми локальными повреждениями защитного покрытия не выявлено. По результатам коррозионного обследования произведена контрольная шурфовка (1 шурф. При обследовании в шурфах установлено следующее адгезия покрытия к трубопроводу удовлетворительная, повреждений не обнаружено, защитное покрытие удовлетворительное. Битумное защитное покрытие на обследованный газопровод нанесено в трассовых условиях в 1978 году, срок службы покрытия на момент обследования составляет 43 года. В соответствии с табл. 8.1 СТО Газпром 2-2.3-173-2007 максимальный допустимый срок службы битумного покрытия 24 года. Общее состояние защитного покрытия оценивается как удовлетворительное.
1 2 3 4 5 6
3.1.2.6 Оценка коррозионного состояния металла трубопровода Величины удельного сопротивления грунта вдоль трассы обследованного газопровода изменяются в пределах от 75 до 89 Ом*м, что характеризуется низкой степенью коррозионной агрессивности. Обследованный го пролегает в нейтральных и слабощелочных грунтах, которые обладают низкой и средней коррозионной активностью. Поданным эксплуатирующей организации, аварий и свищей по причине коррозии не было. Внутритрубная диагностика не проводилась. При обследовании трубопровода в шурфах коррозионных повреждений не обнаружено. На основании вышеизложенного, коррозионное состояние металла трубопровода оценивается как удовлетворительное.
3.1.2.7 Оценка коррозионной ситуации на трассе Участки с высокой коррозионной опасностью на обследованном участке газопровода отсутствуют. Протяженность зон с повышенной коррозионной опасностью составляет 0,1 км или 81,97% от общей протяженности.
36
3.1.3 Общий вывод о состоянии ПКЗ трубопровода Суммарный защитный потенциал вдоль обследованного участка газопровода находится в пределах нормативных значений от -В до -В. Состояние средств противокоррозионной защиты, применяемых на обследованном го оценивается как удовлетворительное. Запас потоку УКЗ составляет от 92,9%. Состояние изоляционного покрытия – удовлетворительное.
37 Раздел 3.2 Рекомендуемые мероприятия
3.2.1 По ремонту неисправных элементов оборудования ЭХЗ с оформлением перечня неисправных средств (УКЗ, УДЗ, УПЗ, КИП, ВЭИ и т.д.): Проведение мероприятий по ремонту элементов оборудования ЭХЗ не требуется По рекомендуемым режимам работы средств ЭХЗ: Поддерживать режимы работы средств ЭХЗ, установленные входе обследования и отраженные в таблице №2.2.
3.2.3 По восстановлению, замене и установке средств ЭХЗ: Проведение мероприятий по замене и установке средств ЭХЗ не требуется.
3.2.4 По переходам трубопровода через естественные и искусственные преграды Переходы через естественные искусственные преграды проектом не предусмотрены.
3.2.5 По ремонту защитного покрытия с перечнем дефектных участков Включить в план капитального ремонта сплошную замену трубопровода с использованием защитного покрытия заводского нанесения.
3.2.6 По планированию мероприятий, направленных на поддержание исправного технического состояния и совершенствование эксплуатации средств ПКЗ: Проверять техническое состояние средств ПКЗ согласно НД.
3.2.7 По реконструкции системы ПКЗ: Реконструкция системы ПКЗ не требуется.
3.2.8 По срокам проведению очередного обследования
На основании полученных при проведении обследовании данных и требований ГОСТ Р
51164-98 п. 6.6, назначить срок проведения очередного комплексного периодического обследования не позднее 2026 года.
38 Приложение 1 Технологическая схема и географическая карта с расстановкой средств активной защиты газопровода
39
40
41 Приложение 2 Коррозионная карта
43 Приложение 3 Таблица GPS координат по трассе газопровода
44 Таблица GPS координат по трассе газопроводов ГО ГРС "Кардымово" Долгота
(E) Широта
(N) Км Примечание Долгота
(E) Широта
(N) Км Примечание
32,458480 54,866430 0,000 Тройник справа врезка в МГ
32,457290 54,867280 0,122
ГРС "Кардымово", УКЗ
№10081024041 32,458420 54,866450 0,004 Кран 24-1.7-1-7
45 Приложение 4 Комплекс электрометрических данных, характеризующий защищенность и состояние изоляционного покрытия газопровода
46
47 Приложение 5 Таблица измерений глубины заложения газопровода
48 Таблица измерений глубины заложения газопровода ГО ГРС "Кардымово" Км Глубина залеганиям) Км Глубина залеганиям) Км Глубина залеганиям) Км Глубина залеганиям) Км Глубина залеганиям Приложение 6 Копии квалификационных удостоверений
50
51
52
53 Приложение 7 Копии сертификатов о калибровке
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63 Приложение 8 Копия утвержденной программы проведения работ
64
65 Содержание
1. Общая часть.
3
2. Объекты обследования.
3
3. Состав диагностических работ.
4
4. Задачи обследования магистральных газопроводов.
7
5. Методика выполнения работ.
8
5.1. Измерение удельного сопротивления грунта.
8
5.2. Определение глубины заложения газопровода.
8 Измерение разности потенциалов «труба-земля» (суммарный потенциал.
8
5.4. Измерение поляризационного потенциала «труба-земля».
8
5.5. Обследование установок катодной защиты (УКЗ).
9
5.5.1. Измерение сопротивления растеканию тока защитных и анодных заземлений.
9
5.6. Определение вредного влияния катодной поляризации на соседние сооружения.
10
5.7. Определение сопротивления изоляции газопровода.
11
5.8. Поиск повреждений изоляционного покрытия газопроводов.
11
5.9. Измерение разности потенциалов «труба-земля» методом выносного электрода сравнения.
11
5.10. Определение типа возможного контакта между трубой и защитным кожухом на дорожных переходах.
12
5.11. Измерение на протекторных установках (УПЗ).
12
5.12. Определение рекомендуемого способа защиты кожухов.
12
5.13. Обследование коррозионного состояния газопровода в шурфе.
12
5.14. Определение координат в системе «GPS».
13
5.15. Определение кислотности грунта.
13
6. Технология диагностического обслуживания оборудования противокоррозионной защиты объектов ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург».
14
6.1. Сбор исходной информации.
14
6.2. Проведение полевых работ по обследованию газопроводов и коммуникаций КС.
14
6.3. Обработка и систематизация информации.
15
7. Технический контроль и приемка работ.
17
8. Техника безопасности.
17
9. Нормативные и ссылочные документы.
18