Файл: 2 содержание нормативные ссылки Порядок проведения работ.pdf

66
1. Общая часть На основании плана по коррозионному обследованию объектов ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» на 2021 год, необходимо выполнить работы по комплексному периодическому обследованию газопроводов ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург». Работы по комплексному периодическому обследованию газопроводов будут проводиться на объектах ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» Волховского,
Колпинского, Пикалевского, Ржевского, Славянского, Смоленского и Новгородского
ЛПУМГ (общей протяженностью км.
2. Объекты обследования Объектами обследования являются
№ Наименование объектов диагностических работ
Кол-во, км Подразделение
1
Северо-Европейский газопровод,
(477,2 - 597 км)
119,6 Волховское ЛПУМГ
2
Белоусово-Ленинград, (660 - 748,47 км)
92,84
Колпинское ЛПУМГ
3
Серпухов-Ленинград, (707 - 803,1 км)
101,6
Колпинское ЛПУМГ
4
Белоусово-Ленинград, (494,5 - 660 км)
56,4 Новгородское ЛПУМГ
5
Северо-Европейский газопровод,
(319 км - 477,2 км)
154,678
Пикалевское ЛПУМГ
6
Северо-Европейский газопровод, 319; 340,8 95,8
Пикалевское ЛПУМГ
7
Торжок-Долина, 2655,6 км, 2757,6 км
47,4 Ржевское ЛПУМГ
8
Газопровод-отвод к АГРС системы магистральных газопроводов Грязовец-Ленинград п. Копорье
6,5 Славянское ЛПУМГ
9
Газопровод-отвод к ГРС Радуга, Kингисепп
1,3 Славянское ЛПУМГ
10
Газопровод-отвод к ГРС г. Сосновый Бор
39,013 Славянское ЛПУМГ
11
Торжок-Минск-Ивацевичи I; Кардымово - Смоленское
ЛПУ МГ
0,13 Смоленское ЛПУМГ
12
Торжок-Минск-Ивацевичи III, Духовщина - ЛПУ МГ Смоленское, 0 км
5,997 Смоленское ЛПУМГ
13
Брянск-Смоленск, (228,9 - 158,9 км)
160,21 Смоленское ЛПУМГ
14
Брянск-Смоленск, Починок
2,37 Смоленское ЛПУМГ Итого по ЛПУМГ:
883,838

67
3. Состав диагностических работ Состав и объем выполняемых работ определены в техническом задании и содержат следующие виды
3.1. анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации обследуемого участка трубопровода, атак же смежных участков обследуемого объекта, данных катодной поляризации и пусконаладочных работ
3.2. сопоставление технологических схем линейной части и промплощадки с расположением трубопроводов и средств ЭХЗ (при необходимости - корректировка или составление технологических схем
3.3. проверка по всей протяженности обследуемого объекта исправности КИП и КДП всех типов и назначений, БСЗ и БДР, включающую в себя проверку исправности корпуса и запорных устройств, наличия контактных выводов и их маркировки, наличия принципиальной схемы для БСЗ и БДР, а также проведение контрольных измерений
3.4. регулировка БСЗ, БДР, перераспределение тока поляризации (при необходимости
3.5. измерение сопротивления растеканию тока АЗ УКЗ и сопротивления растеканию тока защитного заземления УКЗ и/или УДЗ (по методике, приведенной в Приложении АР Газпром 9.4-049-2015);
3.6. измерение электрического сопротивления дренажной цепи УКЗ и/или УДЗ и сопротивления изоляции дренажной и анодной кабельных линий УКЗ;
3.7. определение наличия (отсутствия) гальванической связи металлоконструкции и ограждения с защитным заземлением
3.8. контроль работоспособности измерительных приборов и индикаторов преобразователей УКЗ, сверка показаний с эталонными измерительных приборами, проверка соответствия токового шунта преобразователя установленному амперметру
3.9. проверка контактных соединений в УКЗ, УДЗ, УПЗ;
3.10. проверка работоспособности системы телеконтроля/телерегулирования УКЗ;
3.11. проверка работоспособности
АВР, блоков управления и автоматики преобразователей УКЗ;
3.12. определение значений запаса тока поляризации и мощности УКЗ;
3.13. установка прерывателей вцепи постоянного тока УКЗ (при наличии технической возможности
3.14. измерение в КИП и КДП потенциалов защищаемых сооружений (при включенной и отключенной УПЗ), потенциала протектора (протекторной группы) относительно земли, силы тока вцепи протектор - защищаемое сооружение (по методике, приведенной в Приложении Б Р Газпром 9.4-049-2015);
3.15. измерение сопротивления растеканию тока протекторной группы УПЗ (по методике, приведенной в Приложении Б Р Газпром 9.4-049-2015);
3.16. измерение в КИП и КДП сопротивления цепи протектор (протекторная группа) - защищаемое сооружение (по методике, приведенной в Приложении Б Р Газпром 9.4-
049-2015);
3.17. выборочная проверка на КИП и КДП работоспособности контрольного вывода от трубы, ВЭ и неполяризующегося ЭСДД в случае, если измерения потенциалов, выполненные относительно него, вызывают сомнения и/или физически несостоятельны по методике, приведенной в Приложении В Р Газпром 9.4-049-2015);
3.18. определение положения оси трубопровода в горизонтальной плоскости с фиксацией его и ориентиров на местности с применением системы глобального позиционирования

68 3.19. определение глубины заложения трубопровода (на линейной части с шагом не болеем, а также в местах размывов, в балках, оврагах и других местах, в которых возможно отклонение глубины от проектной
3.20. измерение удельного электрического сопротивления грунта, в следующих местах вдоль трассы трубопровода с шагом не болеем в местах расположения УПЗ и АЗ в УКЗ; на переходах трубопровода под автомобильными и железными дорогами или в местах пересечения с естественными преградами (с обеих сторон перехода или пересечения в местах расположения дефектов в ЗП.
3.21. измерение потенциалов без омической составляющей (поляризационных) в КИП и
КДП, оборудованных ЭСДД с ВЭ проводятся по методике, приведенной в Приложении ГР Газпром 9.4-049-2015;
3.22. измерение потенциалов трубопровода с омической составляющей в КИП и КДП проводятся по методике, приведенной в Приложении ДР Газпром 9.4-049-2015;
3.23. измерение потенциалов трубопровода методом выносного электрода при включенных и/или отключенных средствах ЭХЗ с шагом измерения не болеем (кроме зон интенсивного влияния блуждающих токов - с амплитудой изменения потенциала сооружения свыше 100 мВ) проводятся по методике, приведенной в Приложении ДР
Газпром 9.4-049-2015.
3.24. измерение поперечных и/или продольных градиентов потенциала выполняются с шагом измерения не болеем на всем протяжении обследуемого сооружения при включенных и/или отключенных средствах ЭХЗ (кроме зон интенсивного влияния блуждающих токов. Измерения в местах предполагаемых повреждений ЗП выполняются с шагом не болеем. синхронные измерения потенциалов в местах пересечения и/или сближения трубопровода с сопутствующим сооружением
3.26. определение длины зоны защиты УКЗ при режимах, установленных эксплуатирующей организацией
3.27. при необходимости корректировки режимов УКЗ для обеспечения нормируемых значений потенциалов в точке дренажа и на границах зоны защиты необходимо провести оптимизацию режимов УКЗ (в режиме стабилизации выходного тока или в режиме стабилизации потенциала регулировку перераспределения тока поляризации на БСЗ или БДР (при необходимости определение длины зоны защиты УКЗ после оптимизации
3.28. при необходимости временной (дополнительной) защиты для определения необходимого тока поляризации или проведения интегральной оценки защитного покрытия проводить установку ОУКЗ (монтаж временного АЗ, анодной и дренажной линий с подключением к объекту и к преобразователю. При необходимости провести оптимизацию режима ОУКЗ и определить длину зоны защиты ОУКЗ;
3.29. измерение разности потенциалов между обоими концами ВЭИ (по методике, приведенной в Приложении ЕР Газпром 9.4-049-2015);
3.30. измерение потенциала «труба-земля» с омической составляющей дои после ВЭИ по методике, приведенной в Приложении ЕР Газпром 9.4-049-2015);
3.31. измерение потенциала
«труба-земля» без омической составляющей поляризационного) дои после ВЭИ (по методике, приведенной в Приложении ЕР
Газпром 9.4-049-2015);

69 3.32. измерение продольного (кажущегося) электрического сопротивления ВЭИ (по методике, приведенной в Приложении ЕР Газпром 9.4-049-2015);
3.33. синхронные измерения долговременными регистраторами потенциалов трубопровода и градиентов блуждающих токов в КИП и КДП, потенциалов рельс- земля, «рельс-земля», значений тока дренирования УДЗ в зонах влияния блуждающих токов (по методике, приведенной в Приложении Ж Р Газпром 9.4-049-2015).
3.34. определение опасного влияния переменного тока в местах сближения или пересечения подземных трубопроводов с источниками переменного тока высоковольтные ЛЭП, электрифицированные железные дороги и др) проводить в соответствии с ГОСТ 9.602-2016 (Приложение Е
3.35. интегральная оценка сопротивления защитного покрытия подземного сооружения
3.36. обследование ИПИ и/или дефектоскопами сплошности защитного покрытия сооружения с нахождением мест сквозных дефектов с применением системы глобального позиционирования
3.37. измерение потенциалов трубы и кожуха (в соответствии с СТО Газпром 9.4-009-
2010 (Приложение Т
3.38. измерение сопротивления цепи «труба-кожух» в местах переходов трубопровода пода д и ж/д, оборудованных защитным кожухом (в соответствии с СТО Газпром 9.4-
009-2010 (Приложение Т
3.39. измерение переходного сопротивления кожуха (в соответствии с СТО Газпром 9.4-
009-2010 (Приложение Т
3.40. испытание состояния изоляции между трубой и кожухом методом смещения потенциала (в соответствии с СТО Газпром 9.4-009-2010 (Приложение Т
3.41. определение наличия (отсутствия) электрического контакта «труба-кожух» методом смещения потенциала трубопровода(в соответствии с СТО Газпром 9.4-009-
2010 (Приложение Т
3.42. определение места электрического контакта «труба-кожух» с помощью генератора переменного тока
3.43. детализирование ИПИ на трассе мест с дефектами в защитном покрытии для контрольной шурфовки;
3.44. измерение потенциала трубопровода в шурфе
3.45. измерение удельного электрического сопротивления грунта в шурфе
3.46. измерение кислотности грунта (рН);
3.47. измерение в шурфе температуры трубопровода подзащитным покрытием
3.48. измерение адгезии защитного покрытия
3.49. визуальный осмотр в шурфе дефекта с установлением вероятной причины повреждения защитного покрытия, с составлением акта осмотра и/или протокола приборного обследования с использованием методов НК;
3.50. Диагностической организации необходимо выполнить комплексное периодическое коррозионное обследование технологических перемычек, на обследуемом газопроводе, до места врезки с параллельным газопроводом, при их наличии
3.51. составление коррозионной карты ПКЗ обследуемого объекта (Приложение И Р
Газпром 9.4-049-2015);
3.52. анализ материалов обследования, разработка рекомендаций и утверждение технического отчета по результатам обследования трубопровода.

70
4. Задачи обследования газопроводов Целью обследования газопроводов является проведение диагностического обследования существующей системы электрохимической защиты объектов «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», разработка рекомендаций по оптимизации режимов работы средств ЭХЗ и эффективной эксплуатации системы противокоррозионной защиты (ПКЗ), планирование работ по реконструкции и ремонту средств ПКЗ, в том числе по системе технического обслуживания и ремонта (ТОиР). Для достижения цели будут выполнены следующие работы
1. составление технологических схем промплощадки, линейной части трубопроводов с расстановкой средств контроля и средств ЭХЗ;
2. уточнение расположения подземных трубопроводов
3. анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации обследуемого участка трубопровода, а также смежных участков обследуемого объекта, данных катодной поляризации и пусконаладочных работ
4. измерение сопротивления растеканию тока защитного заземления УКЗ, определение наличия (отсутствия) гальванической связи металлоконструкции и ограждения с защитным заземлением
5. измерение сопротивления растеканию тока A3 УКЗ;
6. измерение сопротивления изоляции дренажной и анодной кабельных линий УКЗ;
7. контроль работоспособности приборов и индикаторов ПрКЗ, сверка показаний с эталонными приборами, проверка соответствия токового шунта ПрКЗ установленному амперметру и проверка соответствия приборов, установленных в ПрКЗ.
8. проверка работоспособности неполяризующегося электрода сравнения длительного действия, вспомогательного электрода, измерительного вывода от трубопровода
9. проверка работоспособности АВР, блоков управления и автоматики ПрКЗ;
10. измерения в КИП и
КДП, оборудованных вспомогательными и неполяризующимися электродами сравнения длительного действия, потенциалов «труба-земля» без омической составляющей (поляризационного) при различных комбинациях режимов включенной УКЗ, и при отключенной УКЗ;
11. определение длины зоны защиты УКЗ при режимах, установленных эксплуатацией
12. оптимизация режимов УКЗ потоку поляризации
13. определение длины зоны защиты УКЗ при выполнении оптимизации
14. определение значений запаса тока поляризации УКЗ;
15. измерение удельного электрического сопротивления грунта в районе УПЗ, A3 в
УКЗ, на переходах трубопровода пода д и ж/д или в местах пересечения с естественными преградами (с обеих сторон перехода или пересечения, в местах дефектов в защитном покрытии, в местах неоднородности грунтов
16. определение кислотности грунта (Ph) в шурфах.

71