Файл: 2 содержание нормативные ссылки Порядок проведения работ.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.02.2024
Просмотров: 35
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
5. Методика выполнения работ Приступая к работе по первому этапу, отмечается наличие исполнительной документации и ее рассмотрение на соответствие требованиям нормативной документации
(НД). Собранная информация должна быть необходимой и достаточной для проведения оценки исходного состояния объектов на уровне требований настоящего времени и планирования производства предстоящих полевых работ. Вначале производства работ по 2 этапу проводится привязка выделенных ранее коррозионно-опасных участков газопроводов к существующим ориентирам на местности. Уточняются километровые привязки. Исходя из диагностической оценки каждого участка, характера коррозионных повреждений и условий проходимости трассы выбирается метод обследования – измерения градиента переменного тока, метод выносного электрода или их комбинация. По результатам полевых измерений заполняются соответствующие таблицы, являющиеся одновременно протоколами полевых измерений. К основным электрометрическим работам следует отнести следующие виды измерений
5.1. Измерение удельного сопротивления грунта Проводится по методике, изложенной в п Руководстве по эксплуатации систем противокоррозионной защиты трубопроводов с учетом рекомендаций, изложенных в инструкции по эксплуатации применяемого измерительного прибора. Удельное электрическое сопротивление грунта определяют для оценки степени его коррозионной агрессивности высокая до 20 Ом*м. включительно, средняя от 21 до 50 Ом*м. включительно, низкая свыше 51 Ом*м. С достаточной точностью удельное сопротивление грунта можно определить с применением четырехэлектродной схемы Виннера. Электроды размещают по прямой линии, перпендикулярной газопроводу на расстоянии 2-4 мот него. При этом расстояние между электродами выбирают равным глубине заложения нижней образующей газопровода (траншеи в которую уложен газопровод. Глубина забивки электродов в грунт не должна превышать одной двадцатой расстояния между электродами. Измерения проводятся прибором типа ИС-10 или подобными. Измеренные значения удельного сопротивления грунта заносятся в соответствующую таблицу технического отчета.
5.2. Определение глубины заложения газопровода Определение глубины заложения газопровода производится на предмет проверки соблюдения норм, указанных в п. 5.1 СНиП 2.05-06-85* (2000) и выполняется диагностическим комплексом Radiodetection «PCM». Измерения проводятся в соответствии с инструкцией на данный прибор и заносятся в соответствующую таблицу технического отчета.
5.3. Измерение разности потенциалов «труба-земля» (суммарный потенциал) Проводится по методике, изложенной в п Руководстве по эксплуатации систем противокоррозионной защиты трубопроводов с учетом рекомендаций, изложенных в инструкции по эксплуатации применяемого измерительного прибора. Измерение разности суммарных потенциалов «труба-земля» проводят для определения электрозащищенности объектов ЭХЗ в соответствии с требованиями п. 5.1 (табл. 4, табл. 5) ГОСТ Р 51164-98. Измерение осуществляется измерителем-регистратором типа ПКИ-02, один канал (+) которого соединяют непосредственно с контактным выводом (расположенном в КИП) от защищаемого сооружения, а второй (–) с электродом сравнения, имеющим электрический
72 контакт с грунтом. Данные о КИП (отсутствие и неисправность) заносятся в соответствующую таблицу технического отчета. В качестве электродов сравнения используют неполяризующиеся медносульфатные электроды. Электрод сравнения следует устанавливать на поверхность земли на минимальном расстоянии от газопровода над осью трубы. При проведении измерений в шурфе или траншее, электрод располагают на расстоянии не ближе трех диаметров от открытого участка трубы.
5.4. Измерение поляризационного потенциала «труба-земля» Измерение поляризационной составляющей разности потенциалов «труба-земля» проводят для определения защищенности газопроводов в соответствии с требованиями п. 5.1 табл. 4 и табл. 5) ГОСТ Р 51164-98. Поляризационный потенциал (потенциал без омической составляющей) определяет кинетику электрохимических реакций на границе металл-грунт и характеризует защищенность газопровода от коррозии. Измерения поляризационной составляющей разности электропотенциалов «труба-земля» проводятся по методу отключения тока поляризации вспомогательного электрода, который заключается в измерении значения потенциала отключения вспомогательного образца-датчика имитирующего дефект изоляции трубопровода площадью 6,25 см. Данный метод не требует отключения системы ЭХЗ трубопровода. Для измерения поляризационного потенциала методом отключения вспомогательного образца используют измеритель регистратор, типа ПКИ-02. Для измерения поляризационного потенциала, в соответствии с требованиями п. 6.1.2 ГОСТ Р 51164-98, в точках дренажа УКЗ и по трассе газопровода должны быть сооружены специальные контрольно-измерительные пункты, оборудованные стационарными медносульфатными электродами и электродами сравнения. В случае отсутствия оборудованных КИП замеры поляризационного потенциала можно проводить с помощью переносного электрода, типа ЗОНД. Измеренные потенциалы (как суммарные, таки поляризационные) заносятся в соответствующую таблицу технического отчета.
5.5. Обследование установок катодной защиты (УКЗ) Установки катодной защиты должны соответствовать требованиям п.п. 5.10.1 – 5.10.7 и ПРИЛОЖЕНИЙ Ж и И ГОСТ Р 51164-98. Контроль УКЗ производится в соответствии с требованиями п. 6.4.1 ГОСТ Р 51164-98. Визуально оценивается общее состояние наличие ограждения, блок-бокса, окраска, наличие предупредительных плакатов, замков и запоров или элементов, препятствующих расхищению и разрушению оборудования УКЗ, наличие КИП в точке дренажа УКЗ. В зависимости от типа УКЗ уточняется характеристика питания
(вдольтрассовая ЛЭП или внешняя отпайка от местных электросетей, величина питающего напряжения, общее состояние питающей ЛЭП, понижающей подстанции (при наличии) и их элементов. Перед открытием УКЗ внешним осмотром обязательно проводится проверка состояния защитного заземления. Далее уточняется тип преобразователя и установленный режим работы – ручной или автоматический. Проводится проверка состояния элементов преобразователя состояние контактных групп (выходные клеммы, наконечники кабелей, наличие эл. счетчика или счетчика наработки. Проверяется соблюдение регламента ППР и периодичности данных полевого журнала УКЗ. По зафиксированным показаниям электросчетчика или счетчика наработки проводится оценка защищенности повремени. Уточняется схема подключения преобразователя, тип и техническое состояние анодного заземления, характеристики дренажных линий. Особое внимание уделяется наличию перемычек с другими УКЗ или совместной защите с другими сооружениями. Все перемычки, за исключением технологических должны быть разъемными с выводами КИП. При обнаружении влияния глухих перемычек проводятся работы по определению их
73 местоположения и выдача рекомендаций заказчику по доработке в соответствии с действующей НД. Проводится контроль работоспособности приборов и индикаторов ПрКЗ, работоспособности АВР, блоков управления и автоматики ПрКЗ, сверка показаний с эталонными приборами, проверка соответствия токового шунта ПрКЗ установленному амперметру и проверка соответствия приборов, установленных в ПрКЗ; Необходимые измерения при обследовании токовыми клещами типа АРРА-30 измеряется напряжение на выходных клеммах преобразователя и ток в кабеле подключения УКЗ к газопроводу. Полученные данные сравниваются с показаниями приборов преобразователя проводятся измерения уровня пульсаций выходного напряжения (переменной составляющей) с помощью прибора Диполь, измерителя регистратора РАД-256М и др определяются максимальные режимы работы УКЗ потоку и напряжению для последующего определения запаса измеряется сопротивление растеканию защитного заземления измеряется сопротивление растеканию анодного заземления измеряется удельное сопротивление грунта в точке дренажа УКЗ ив зоне анодного заземления измеряется разность потенциалов «труба-земля» в точке дренажа УКЗ: суммарный потенциал, поляризационный потенциал и регулировка режимов работы УКЗ (при необходимости, с целью приведения защитных потенциалов в соответствие с требованиями п. 5.1 ГОСТ Р 51164-98. По результатам обследования УКЗ заполняется соответствующий формуляр – таблица технического отчета с режимами работы УКЗ.
5.5.1. Измерение сопротивления растеканию тока защитных и анодных заземлений Выполняется по методике, указанной в п. 4.11. ВСН 009-88. Контроль величины сопротивления растеканию тока защитного заземления УКЗ производится на соответствие требованиям п. 1.7.101. ПУЭ. Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединена нейтраль трансформатора, в любое время года должно быть не более 4 Ом при
U= 220 В источника однофазного тока. Общее сопротивление растеканию заземлителей всех повторных заземлений проводника каждой ВЛ в любое время года должно быть не более 10 Ом при U= 220 В источника однофазного тока. При удельном сопротивлении земли
ρ>100 Ом*м допускается увеличивать указанные нормы враз, ноне более десятикратного. Критерием оценки технического состояния анодного заземления УКЗ является наличие запаса потоку преобразователя для поддержания защитных потенциалов на газопроводе в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164-98. При измерении сопротивления растеканию тока заземлений применяют те же приборы, что и для определения удельного сопротивления грунта. Измерение испытуемого заземления проводят по двухэлектродной схеме с учетом рекомендаций, изложенных в руководстве на конкретный измерительный прибор. Одну клемму измерительного прибора подключают к сооружению (корпусу преобразователя УКЗ или анодному заземлителю, остальные – к удаленным электродам, которые заглублены в землю на одной прямой и разных расстояниях от сооружения. Величины расстояний определяют в соответствии с п.
74 1.11. ВСН 009-88 или в соответствии с руководством по эксплуатации измерительного прибора.
5.6. Определение вредного влияния катодной поляризации на соседние сооружения Потенциал соседнего сооружения измеряют относительно медносульфатного электрода сравнения в точках пересечения с защищаемым газопроводом или наибольшего сближения с ним, а также на расстоянии 350 м в обе стороны от точки пересечения при отключенной системе ЭХЗ обследуемого газопровода. После измерений устанавливают режим, обеспечивающий защитный потенциал на защищаемом газопроводе. После этого на соседнем газопроводе проводят повторные измерения. Если при повторных измерениях выявлено снижение по абсолютной величине потенциала ниже допустимого по ГОСТ Р
51164-98 или превышение максимального поляризационного потенциала на сооружении, имеющем катодную защиту, то фиксируют наличие вредного влияния. Если имеются средства совместной защиты, выполняют их регулировку. Данные о пересечении газопровода с подземными коммуникациями и способом совместной защиты заносят в соответствующую таблицу технического отчета.
5.7. Определение сопротивления изоляции газопровода Расчет производится по методике, указанной в ВРД 39-1.10-026-2001 на основании затухания наложенного переменного тока, измеренного с помощью диагностического комплекса «Radiodetection PCM» и конструктивных параметров газопровода или его участков наружный диаметр, толщина стенки трубы, длина участка. При оценке полученных величин используются критерии, указанные в п. 3.2 ВРД 39-1.10-026-2001.
5.8. Поиск повреждений изоляционного покрытия газопроводов Поиск повреждений изоляционного покрытия газопроводов производится для детальной оценки состояния изоляции газопровода, с последующим уточнением качества изоляции в шурфах. Поиск повреждений изоляционного покрытия газопроводов выполняется прибором типа ДИП-2006. При проведении обследования разность потенциалов переменного тока не поверхности земли измеряют при помощи двух электродов. В качестве электродов могут быть использованы простые металлические штыри. Оператор движется над осью трубы. При использовании метода поперечного градиента один электрод ставится над осью трубы, другой в стороне от трубы на расстоянии 0,5-1,5 м. При использовании метода продольного градиента оба электрода устанавливаются над осью газопровода на расстоянии 0,5-1,5 м. После того, как показания прибора будут зафиксированы в полевом протоколе (электронной памяти прибора, оператор переходит наследующую позицию. Важно, чтобы измерительные штыри в процессе обследования расставлялись на одном расстоянии друг от друга. При приближении оператора к месту дефекта амплитуда сигнала возрастает и достигает максимума, когда электрод находится непосредственно над дефектом. При удалении от повреждения уровень сигнала снижается (при использовании метода поперечного градиента. Критерием для выявления дефекта изоляции служит х – х (увеличение сигнала относительно фона согласно методике работы с прибором. При использовании метода продольного градиента дои после повреждения прибор показывает максимальные значения, а вместе дефекта показания практически равны нулю. Обнаруженные места повреждения изоляции с привязками на местности заносятся в соответствующую таблицу технического отчета.
75
5.9. Измерение разности потенциалов «труба-земля» методом выносного электрода сравнения Метод выносного электрода применяют для измерения разности потенциалов труба- земля вдоль газопровода для локализации участков трубопровода, не имеющих нормативной защищенности в соответствии с ГОСТ Р 51164-98 и детального определения защищенности газопровода в местах повреждений изоляционного покрытия. Для реализации этого метода необходимо иметь измерительный провод длиной 500±1000 м на катушке. Один конец провода подключают к контрольному выводу в КИП, а другой – к измерительному прибору, типа ПКИ-02. К измерительному прибору также подключается медносульфатный электрод сравнения. Передвигаясь вдоль трубы над осью газопровода и переставляя электрод сравнения с заданным шагом, регистрируют разность потенциалов в каждой точке. Электрод сравнения должен располагаться строго над осью обследуемого газопровода, для чего одновременно или предварительно производят локализацию расположения газопровода на местности с помощью специальных приборов («трассоискателей»). Измеренные величины запоминаются в электронной памяти прибора, затем переносятся в персональный компьютер для последующей обработки и анализа.
5.10. Определение типа возможного контакта между трубой и защитным кожухом на дорожных переходах В соответствии с п. 4.10.1. ГОСТ Р 51164-98, непосредственные контакты металлических поверхностей трубы и кожуха не допускаются. Наличие или отсутствие электрического (прямого) контакта «труба-кожух» определяют измерением сопротивления цепи «труба-кожух». Измерение должно проводиться прибором-измерителем сопротивлений, работающим на переменном токе. Измеренное сопротивление величиной ниже 0,25 Ом свидетельствует о наличии прямого контакта, согласно СТО Газпром 9.4-009-2010, Приложение Т. Если величина измеренного сопротивления выше 0,1·L Ом (L- длина патронам) можно считать, что патрон и труба не имеют электрического контакта. Также о возможном наличии электрического контакта свидетельствует равенство значений разности потенциалов
«труба-земля» и «кожух-земля». При наличии блуждающих токов измерения этих величин необходимо проводить синхронно. Для локализации места выявленного электрического контакта «труба-кожух» используют диагностический комплекс «Radiodetection «PCM». Местоположение контакта в этом случае, определяют по падению тока, определяемого приемником. Для уточнения места контакта генератор подключают с другой стороны перехода и измерения повторяют (см. п. 5.8.4.1. Руководство по эксплуатации систем противокоррозионной защиты трубопроводов. Характер распределения сигнала генератора зависит от глубины расположения газопровода и места подключения генератора относительно дороги (доили после походу газа. Данные по обследованию дорожных переходов заносятся в соответствующую таблицу технического отчета, (пересечения газопровода с автомобильными и железными дорогами.
5.11. Измерение на протекторных установках (УПЗ) Измерения на протекторных установках проводят для оценки эффективности их работы. Работа протекторной установки считается удовлетворительной, если при ее подключении обеспечиваются требуемые защитные потенциалы на всем протяжении сооружения. Контроль работы протекторных установок вовремя эксплуатации осуществляется путем измерения потенциалов подземного сооружения выносным электродом. Шаг измерения должен быть таким, чтобы можно было зафиксировать значение потенциала сооружения против протектора ив середине участка между протекторами. В случае обнаружения участков сооружения с потенциалом менее минимально допустимого, выясняют причину недозащиты и принимают меры по восстановлению нормативной защищенности. Эффективность УПЗ защитных кожухов на переходах через автомобильные и железные дороги оценивается по наличию смещения потенциала на кожухе со стороны, противоположной точке дренажа УПЗ. В техническом
76 отчете будут предоставлены следующие параметры УПЗ: ток защиты, R цепи протектор- объект, потенциал с омической составляющей и потенциал холостого хода.
5.12. Определение рекомендуемого способа защиты кожухов В процессе обследования на дорожных переходах, где защитные кожухи не обеспечены нормативной электрозащитой, экспериментально будет определяться возможный способ защиты футляров – протекторная установка или совместная с газопроводом защита, а также необходимые сопротивления средств совместной защиты для обеспечения защищенности кожухов. Для уменьшения нагрузки на установки катодной защиты и уменьшения потерь катодного тока в газопроводе, сопротивления будут подбираться таким образом, чтобы защитный кожух обеспечивался минимальной по суммарному потенциалу) электрозащитой (-0,9 В.
5.13. Обследование коррозионного состояния газопровода в шурфе После проведения всех электрометрических работ и анализа полученных результатов для оценки фактического состояния изоляционного покрытия и состояния металла трубы необходимо выполнить визуальный и инструментальный контроль технического состояния газопроводов в шурфах. Место шурфования определяется по результатам обследования. Оно должно быть привязано к каким-либо физическим ориентирам на трассе газопровода, либо с помощью системы GPS. Его местоположение непосредственно перед шурфованием уточняют искателем повреждения изоляции и обозначают границы колышками или флажками. Одна из особенностей коррозионных поражений магистральных газопроводов, которая относится, практически ко всем видам коррозии – это неравномерность ее распределения по окружности трубы. Подавляющая часть коррозионных дефектов приходится на нижнюю часть трубопровода, приблизительно на 4-8 часов, поэтому шурфование должно производиться с полным вскрытием трубы и возможностью осмотра ее нижней образующей. Длина вскрытой части трубы должна быть не менее трех ее диаметров м. Согласно п Руководство по эксплуатации систем противокоррозионной защиты трубопроводов. После вскрытия газопровода и тщательной очистки поверхности трубы от грунта проводят осмотр изоляционного покрытия и выполняют следующие работы выявляют все имеющиеся вертикальные и горизонтальные гофры, складки изоляции, пустоты вдоль сварных швов, в местах нахлеста ленты и других неровностях, а также все явно выраженные механические повреждения. Перечисленные дефекты тщательно осматривают, прощупывают с целью выявления трещин, проколов, наличия влаги, грунта, продуктов коррозии под изоляцией определяют размеры и площадь отдельных повреждений, их количество, суммарную площадь отмечают наибольшие повреждения покрытия с указанием их местоположения, характера и размера определяют хрупкость и степень эластичности материала изоляции проверяют и оценивают адгезию изоляционного покрытия снизу, с боков и сверху трубы определяют наличие и вид коррозии определяют наличие продуктов коррозии, размеры коррозионных повреждений и места их расположения на трубопроводе, максимальную плотность коррозионных повреждений на 1 дм измеряют суммарный и поляризационный потенциал трубы
77 определяют удельное электрическое сопротивление грунта определяют глубину залегания газопровода до верхней образующей. При наличии коррозионных каверн глубиной более 3 мм при продолжительности эксплуатации долети глубиной более 2 мм при продолжительности эксплуатации до 5 лет проводят отбор проб грунта для передачи на химический анализ. Результаты коррозионного обследования в шурфе заносятся в соответствующий акта также в сводную таблицу технического отчета для открытых участков и шурфов.
78
6. Технология диагностического обследования
противокоррозионной защиты объектов
ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург»
6.1. Сбор исходной информации Сбор исходных данных о техническом состоянии подлежащих обследованию объектов, включает в себя данные за промежуток времени от ввода в эксплуатацию до момента начала проведения обследования. На этой стадии предусматривается изучение имеющейся проектной, исполнительной и эксплуатационной документации, ведомости проведенных ремонтов, отчетов по проведенным диагностическим обследованиями результатов выполненных рекомендаций, обработка и анализ данных ВТД и выпуск отчета по анализу технического состояния поданным эксплуатирующей организации. В отчете указываются участки, подлежащие детальному обследованию и рекомендации, которые необходимо учесть при проведении полевых работ.
6.2. Проведение полевых работ по обследованию газопроводов Перед началом непосредственного проведения полевых работ, весь состав исполнителей проходит инструктажи по безопасному проведению работ в соответствующих службах ЛПУ и оформляется разрешения на производство работ в охранной зоне газопроводов по установленной форме. Производство работ начинается только после получения всех необходимых разрешений и согласований и выполняется строго на указанных участках газопроводов ив указанное в документах время. Ориентировочный план-график производства работ при необходимости составляется и согласовывается с эксплуатирующими газопроводы службами линейно- эксплуатационной службой – ЛЭС и службой СЗК). Производится обследование УКЗ с измерением суммарного и поляризационного потенциалов в точке дренажа, определением технического состояния и наличия запаса по мощности, замерами сопротивления растеканию тока анодного и защитного заземлений. Проверяются и, при необходимости, оптимизируются рабочие режимы станций. Выполняется измерение распределение тока УКЗ по плечам защиты. Производится съемка элементов УКЗ (точка дренажа на газопроводе, блок-бокс, анодные заземлители, подлежащих обследованию с привязкой к географическим координатам в системе глобального позиционирования «GPS». При обнаружении неисправностей в работе УКЗ службой СЗК ЛПУ производятся необходимые ремонтные работы. Все УКЗ на участках газопроводов, подлежащих обследованию, должны быть исправны и включены в работу до начала измерений непосредственно на трассе газопроводов. Заполняются таблицы по характеристиками режимам работы УКЗ. Выполняется визуальная съемка местности вдоль трассы, при которой отмечаются установленные нарушения охранной зоны газопроводов и оформление линейной части газопроводов на местности (наличие километровых и предупреждающих знаков, состояние ограждений крановых узлов, открытых участков и т.д.). Измеряется удельное сопротивление грунтов с заданным шагом. Проводятся измерения разности электропотенциалов «труба-земля» с омической составляющей (суммарный потенциал) и без омической составляющей (поляризационный потенциал) по всем имеющимся КИП, на линейных кранах и открытых участках газопроводов. С помощью диагностического комплекса «Radiodetection «PCM» в контрольных точках определяется глубина заложения газопроводов, и проводятся измерения токов катодной защиты, протекающих в газопроводах.
79 Составляются таблицы защитных потенциалов, сопротивлений грунта, глубины заложения газопроводов, отсутствующих и неисправных КИП, открытых участков газопроводов. Для определения участков газопроводов с дефектным состоянием изоляции и локализации мест повреждений на выделенных для детального обследования участках производятся измерения искателем повреждения изоляции ДИП-2006. По итогам работ составляется таблица повреждений изоляционного покрытия с привязкой повреждений к ориентирам на местности и координатам. Для получения детальной информации по электрозащищенности участков газопроводов повышенной коррозионной опасности (ПКО), участков с установленными повреждениями изоляционного покрытия и участков с минимальной защищенностью проводятся измерения напряжения «труба-земля» относительно неполяризующегося медносульфатного электрода сравнения методом выносного электрода с шагом 5 м. При наличии участков, не имеющих нормативной защищенности, определяются их границы и составляется соответствующая ведомость. Результаты обследования методом выносного электрода оформляются в виде графиков с указанием характерных особенностей и привязки СКЗ на местности (реки, ручьи, опоры ВЛ, автомобильные и железные дороги, линейные краны, КИПы, свечи и т.п.). По результатам обследования качества изоляции и электрозащищенности участков газопроводов, с учетом реальной возможности проведения шурфования, составляется заявка по установленной форме на проведение контрольных шурфов. В соответствии с утвержденной заявкой и перечнем выполняется визуальное и инструментальное обследование состояния изоляционного покрытия и металла трубы в шурфах с заполнением соответствующих актов. Если при шурфовании силами ЛПУ производятся какие-либо ремонтные работы, это отражается в том же акте обследования газопровода в шурфе. К акту прикладываются имеющиеся фотоматериалы с пояснениями. Далее, на основании экспресс-анализа всего массива полученных данных, формулируются и предоставляются заказчику предварительные выводы и рекомендации, оформленные техническим актом по итогам выполнения полевых работ. Если устранить незащищенные участки с помощью регулировки режимов работы УКЗ не представляется возможным, акт по итогам выполнения полевых работ должен содержать рекомендации, выполнение которых необходимо для обеспечения электрохимической защиты газопроводов от коррозии, и которые в первую очередь, должны быть включены в план текущего ремонта ЛПУ. При камеральной обработке на основании анализа полученных данных сделать вывод о состоянии изоляционных покрытий и металла трубы. Указываемое в отчетной документации местоположение (пикетаж) оборудования ЭХЗ, расположение участков с поврежденной изоляцией должны соответствовать принятому в данном подразделении эксплуатационному пикетажу и сопровождаться привязкой поданным. По мере прохождения трассы газопровода производится фото фиксация КИП, УКЗ,
УДЗ, УПЗ (с привязкой к газопроводу, а также надземные (воздушные) переходы и открытые участки газопровода (при их обнаружении. Результаты обследования и предварительные рекомендации представляются в
ЛПУМГ и ПО ЗК ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» по мере выполнения работ. Технические отчёты, выполненные согласно рекомендациям Р Газпром 9.4-049-
2015 и СТО Газпром 9.4-052-2016, исполнитель представляет в ПО ЗК ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» в печатном и электронном виде - в двух экземплярах по каждому объекту до « 15 » ноября 2020 года.
80
6.3. Обработка и систематизация информации Обработка полевых данных при выпуске полного отчета по комплексному электрометрическому обследованию производится при помощи программного обеспечения «Excel», «WinWord», «Mapsource». Приводятся данные по техническому состоянию средств ЭХЗ, режимам работы
УКЗ, неисправными недостающим средствам контроля электрохимзащиты, состоянию пересечений газопроводов с автомобильными и железнодорожными дорогами, пересечений газопроводов, как с взаимными, таки с другими подземными коммуникациями, коррозионной активности грунта, участкам трубопроводов с недостаточной глубиной заложения. Проводится интегральная оценка качества изоляционного покрытия по сопротивлению изоляции в соответствии с Приложением Д ГОСТ Р 51164-98. Отражаются результаты расчета изменения изоляционных свойств изоляционного покрытия газопроводов по МУ 01-17093655-03. Составляется коррозионный паспорт, содержащий ситуационные планы и информацию по коррозионному состоянию и противокоррозионной защите трубопроводов. Паспорт формируется как по результатам электрометрического обследования (ЭМО), таки по предоставленным данным внутритрубной дефектоскопии
(ВТД) (при ее наличии) прошедшим необходимую обработку, компьютерный расчет и анализ. Формируются выводы и рекомендации по состоянию средств ЭХЗ и по защищенности обследованных участков трубопроводов.
81
7. Технический контроль и приемка работ Контроль и приемка результатов работ будет произведена в соответствии с СТП-20, включающем в себя входной контроль, текущий контроль, периодический контроль и контроль приемки полевого материала с составлением актов, в которых фиксируется время проведения контроля, материалы, предоставляемые к сдаче, замечания, выводы о качестве произведенных работ и соответствие ее требованиям НД и разрабатываются мероприятия по устранению выявленных замечаний.
8. Техника безопасности Приказом по АО «Газпром диагностика - ИТЦ «Санкт-Петербург» назначаются ответственные лица за безопасное выполнение работ, обеспечение требований охраны труда, промышленной и пожарной безопасности, соблюдение трудовой и производственной дисциплины, организацию перевозки сотрудников, соблюдение правил дорожного движения как на автотранспорте предприятия, таки на общественном транспорте, а также при следовании железнодорожным или воздушным транспортом вовремя следования к месту работы и обратно, сохранность материальных ценностей и документации, соблюдение правил производственного экологического контроля, обращение с отходами производства и потребления. Ответственный руководитель работ, в соответствии с приказом по предприятию, имеет право подписи со стороны АО «Газпром диагностика разрешений на производство работ в охранной зоне и технических актов. Ведущим специалистом по ОТ и ПБ перед выездом производится проверка готовности полевых бригад и оборудования с составлением акта. Работы на объектах проводятся по письменному разрешению начальника ЛПУМГ, в полном объеме с требованиями НТД. Работники, не прошедшие инструктажи не имеющие соответствующих удостоверений о проверке знаний по ПБ, ОТ и пожарной безопасности, к выполнению работ не допускаются. При использовании служебного автомобильного транспорта необходимо руководствоваться Правилами дорожного движения и Инструкцией по перевозке людей на автомобильном транспорте. Выезд бригады на полевые работы разрешается после проверки их полной готовности к данным работам.
82
9. Нормативные и ссылочные документы
1. ГОСТ Р 51164-98.
2. ГОСТ 9 602-2016.
3. Руководство по эксплуатации систем противокоррозионной защиты трубопроводов.
4. СТО Газпром 9.0-001-2018.
5. СТО Газпром 9.2-002-2019.
6. СТО Газпром 9.2-003-2020.
7. СТО Газпром 9.4-009-2010.
8. СТО Газпром 2-2.3-095-2007.
9. СТО Газпром 9.4-052-2016.
10. Р Газпром 9.4-049-2015.
11. СТО Газпром 2-2.4-083-2006.
12. СТО Газпром 2-3.5-454-2010 (ПТЭМГ).
13. ВСН 009-88.
14.
СП 86.13330.2012 15. ВРД 39-1.10-026-2001.
16. Инструкция по оценке дефектов труби соединительных деталей при ремонте и диагностировании МГ (с изменением №1 г)
17. СНиП 2.05-06-85* (2000).
18. Инструкции по эксплуатации на приборы и оборудование.
19. Техническое задание по комплексному периодическому обследованию.
83 Приложение 9 Копия технического акта
84
85
86
87
88 Приложение 10 Копия технического задания
89
90
91
92
93
94
95
96 Приложение 11 Заявка на шурфы и акты шурфовок»
97
98
99
(НД). Собранная информация должна быть необходимой и достаточной для проведения оценки исходного состояния объектов на уровне требований настоящего времени и планирования производства предстоящих полевых работ. Вначале производства работ по 2 этапу проводится привязка выделенных ранее коррозионно-опасных участков газопроводов к существующим ориентирам на местности. Уточняются километровые привязки. Исходя из диагностической оценки каждого участка, характера коррозионных повреждений и условий проходимости трассы выбирается метод обследования – измерения градиента переменного тока, метод выносного электрода или их комбинация. По результатам полевых измерений заполняются соответствующие таблицы, являющиеся одновременно протоколами полевых измерений. К основным электрометрическим работам следует отнести следующие виды измерений
5.1. Измерение удельного сопротивления грунта Проводится по методике, изложенной в п Руководстве по эксплуатации систем противокоррозионной защиты трубопроводов с учетом рекомендаций, изложенных в инструкции по эксплуатации применяемого измерительного прибора. Удельное электрическое сопротивление грунта определяют для оценки степени его коррозионной агрессивности высокая до 20 Ом*м. включительно, средняя от 21 до 50 Ом*м. включительно, низкая свыше 51 Ом*м. С достаточной точностью удельное сопротивление грунта можно определить с применением четырехэлектродной схемы Виннера. Электроды размещают по прямой линии, перпендикулярной газопроводу на расстоянии 2-4 мот него. При этом расстояние между электродами выбирают равным глубине заложения нижней образующей газопровода (траншеи в которую уложен газопровод. Глубина забивки электродов в грунт не должна превышать одной двадцатой расстояния между электродами. Измерения проводятся прибором типа ИС-10 или подобными. Измеренные значения удельного сопротивления грунта заносятся в соответствующую таблицу технического отчета.
5.2. Определение глубины заложения газопровода Определение глубины заложения газопровода производится на предмет проверки соблюдения норм, указанных в п. 5.1 СНиП 2.05-06-85* (2000) и выполняется диагностическим комплексом Radiodetection «PCM». Измерения проводятся в соответствии с инструкцией на данный прибор и заносятся в соответствующую таблицу технического отчета.
5.3. Измерение разности потенциалов «труба-земля» (суммарный потенциал) Проводится по методике, изложенной в п Руководстве по эксплуатации систем противокоррозионной защиты трубопроводов с учетом рекомендаций, изложенных в инструкции по эксплуатации применяемого измерительного прибора. Измерение разности суммарных потенциалов «труба-земля» проводят для определения электрозащищенности объектов ЭХЗ в соответствии с требованиями п. 5.1 (табл. 4, табл. 5) ГОСТ Р 51164-98. Измерение осуществляется измерителем-регистратором типа ПКИ-02, один канал (+) которого соединяют непосредственно с контактным выводом (расположенном в КИП) от защищаемого сооружения, а второй (–) с электродом сравнения, имеющим электрический
72 контакт с грунтом. Данные о КИП (отсутствие и неисправность) заносятся в соответствующую таблицу технического отчета. В качестве электродов сравнения используют неполяризующиеся медносульфатные электроды. Электрод сравнения следует устанавливать на поверхность земли на минимальном расстоянии от газопровода над осью трубы. При проведении измерений в шурфе или траншее, электрод располагают на расстоянии не ближе трех диаметров от открытого участка трубы.
5.4. Измерение поляризационного потенциала «труба-земля» Измерение поляризационной составляющей разности потенциалов «труба-земля» проводят для определения защищенности газопроводов в соответствии с требованиями п. 5.1 табл. 4 и табл. 5) ГОСТ Р 51164-98. Поляризационный потенциал (потенциал без омической составляющей) определяет кинетику электрохимических реакций на границе металл-грунт и характеризует защищенность газопровода от коррозии. Измерения поляризационной составляющей разности электропотенциалов «труба-земля» проводятся по методу отключения тока поляризации вспомогательного электрода, который заключается в измерении значения потенциала отключения вспомогательного образца-датчика имитирующего дефект изоляции трубопровода площадью 6,25 см. Данный метод не требует отключения системы ЭХЗ трубопровода. Для измерения поляризационного потенциала методом отключения вспомогательного образца используют измеритель регистратор, типа ПКИ-02. Для измерения поляризационного потенциала, в соответствии с требованиями п. 6.1.2 ГОСТ Р 51164-98, в точках дренажа УКЗ и по трассе газопровода должны быть сооружены специальные контрольно-измерительные пункты, оборудованные стационарными медносульфатными электродами и электродами сравнения. В случае отсутствия оборудованных КИП замеры поляризационного потенциала можно проводить с помощью переносного электрода, типа ЗОНД. Измеренные потенциалы (как суммарные, таки поляризационные) заносятся в соответствующую таблицу технического отчета.
5.5. Обследование установок катодной защиты (УКЗ) Установки катодной защиты должны соответствовать требованиям п.п. 5.10.1 – 5.10.7 и ПРИЛОЖЕНИЙ Ж и И ГОСТ Р 51164-98. Контроль УКЗ производится в соответствии с требованиями п. 6.4.1 ГОСТ Р 51164-98. Визуально оценивается общее состояние наличие ограждения, блок-бокса, окраска, наличие предупредительных плакатов, замков и запоров или элементов, препятствующих расхищению и разрушению оборудования УКЗ, наличие КИП в точке дренажа УКЗ. В зависимости от типа УКЗ уточняется характеристика питания
(вдольтрассовая ЛЭП или внешняя отпайка от местных электросетей, величина питающего напряжения, общее состояние питающей ЛЭП, понижающей подстанции (при наличии) и их элементов. Перед открытием УКЗ внешним осмотром обязательно проводится проверка состояния защитного заземления. Далее уточняется тип преобразователя и установленный режим работы – ручной или автоматический. Проводится проверка состояния элементов преобразователя состояние контактных групп (выходные клеммы, наконечники кабелей, наличие эл. счетчика или счетчика наработки. Проверяется соблюдение регламента ППР и периодичности данных полевого журнала УКЗ. По зафиксированным показаниям электросчетчика или счетчика наработки проводится оценка защищенности повремени. Уточняется схема подключения преобразователя, тип и техническое состояние анодного заземления, характеристики дренажных линий. Особое внимание уделяется наличию перемычек с другими УКЗ или совместной защите с другими сооружениями. Все перемычки, за исключением технологических должны быть разъемными с выводами КИП. При обнаружении влияния глухих перемычек проводятся работы по определению их
73 местоположения и выдача рекомендаций заказчику по доработке в соответствии с действующей НД. Проводится контроль работоспособности приборов и индикаторов ПрКЗ, работоспособности АВР, блоков управления и автоматики ПрКЗ, сверка показаний с эталонными приборами, проверка соответствия токового шунта ПрКЗ установленному амперметру и проверка соответствия приборов, установленных в ПрКЗ; Необходимые измерения при обследовании токовыми клещами типа АРРА-30 измеряется напряжение на выходных клеммах преобразователя и ток в кабеле подключения УКЗ к газопроводу. Полученные данные сравниваются с показаниями приборов преобразователя проводятся измерения уровня пульсаций выходного напряжения (переменной составляющей) с помощью прибора Диполь, измерителя регистратора РАД-256М и др определяются максимальные режимы работы УКЗ потоку и напряжению для последующего определения запаса измеряется сопротивление растеканию защитного заземления измеряется сопротивление растеканию анодного заземления измеряется удельное сопротивление грунта в точке дренажа УКЗ ив зоне анодного заземления измеряется разность потенциалов «труба-земля» в точке дренажа УКЗ: суммарный потенциал, поляризационный потенциал и регулировка режимов работы УКЗ (при необходимости, с целью приведения защитных потенциалов в соответствие с требованиями п. 5.1 ГОСТ Р 51164-98. По результатам обследования УКЗ заполняется соответствующий формуляр – таблица технического отчета с режимами работы УКЗ.
5.5.1. Измерение сопротивления растеканию тока защитных и анодных заземлений Выполняется по методике, указанной в п. 4.11. ВСН 009-88. Контроль величины сопротивления растеканию тока защитного заземления УКЗ производится на соответствие требованиям п. 1.7.101. ПУЭ. Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединена нейтраль трансформатора, в любое время года должно быть не более 4 Ом при
U= 220 В источника однофазного тока. Общее сопротивление растеканию заземлителей всех повторных заземлений проводника каждой ВЛ в любое время года должно быть не более 10 Ом при U= 220 В источника однофазного тока. При удельном сопротивлении земли
ρ>100 Ом*м допускается увеличивать указанные нормы враз, ноне более десятикратного. Критерием оценки технического состояния анодного заземления УКЗ является наличие запаса потоку преобразователя для поддержания защитных потенциалов на газопроводе в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164-98. При измерении сопротивления растеканию тока заземлений применяют те же приборы, что и для определения удельного сопротивления грунта. Измерение испытуемого заземления проводят по двухэлектродной схеме с учетом рекомендаций, изложенных в руководстве на конкретный измерительный прибор. Одну клемму измерительного прибора подключают к сооружению (корпусу преобразователя УКЗ или анодному заземлителю, остальные – к удаленным электродам, которые заглублены в землю на одной прямой и разных расстояниях от сооружения. Величины расстояний определяют в соответствии с п.
74 1.11. ВСН 009-88 или в соответствии с руководством по эксплуатации измерительного прибора.
5.6. Определение вредного влияния катодной поляризации на соседние сооружения Потенциал соседнего сооружения измеряют относительно медносульфатного электрода сравнения в точках пересечения с защищаемым газопроводом или наибольшего сближения с ним, а также на расстоянии 350 м в обе стороны от точки пересечения при отключенной системе ЭХЗ обследуемого газопровода. После измерений устанавливают режим, обеспечивающий защитный потенциал на защищаемом газопроводе. После этого на соседнем газопроводе проводят повторные измерения. Если при повторных измерениях выявлено снижение по абсолютной величине потенциала ниже допустимого по ГОСТ Р
51164-98 или превышение максимального поляризационного потенциала на сооружении, имеющем катодную защиту, то фиксируют наличие вредного влияния. Если имеются средства совместной защиты, выполняют их регулировку. Данные о пересечении газопровода с подземными коммуникациями и способом совместной защиты заносят в соответствующую таблицу технического отчета.
5.7. Определение сопротивления изоляции газопровода Расчет производится по методике, указанной в ВРД 39-1.10-026-2001 на основании затухания наложенного переменного тока, измеренного с помощью диагностического комплекса «Radiodetection PCM» и конструктивных параметров газопровода или его участков наружный диаметр, толщина стенки трубы, длина участка. При оценке полученных величин используются критерии, указанные в п. 3.2 ВРД 39-1.10-026-2001.
5.8. Поиск повреждений изоляционного покрытия газопроводов Поиск повреждений изоляционного покрытия газопроводов производится для детальной оценки состояния изоляции газопровода, с последующим уточнением качества изоляции в шурфах. Поиск повреждений изоляционного покрытия газопроводов выполняется прибором типа ДИП-2006. При проведении обследования разность потенциалов переменного тока не поверхности земли измеряют при помощи двух электродов. В качестве электродов могут быть использованы простые металлические штыри. Оператор движется над осью трубы. При использовании метода поперечного градиента один электрод ставится над осью трубы, другой в стороне от трубы на расстоянии 0,5-1,5 м. При использовании метода продольного градиента оба электрода устанавливаются над осью газопровода на расстоянии 0,5-1,5 м. После того, как показания прибора будут зафиксированы в полевом протоколе (электронной памяти прибора, оператор переходит наследующую позицию. Важно, чтобы измерительные штыри в процессе обследования расставлялись на одном расстоянии друг от друга. При приближении оператора к месту дефекта амплитуда сигнала возрастает и достигает максимума, когда электрод находится непосредственно над дефектом. При удалении от повреждения уровень сигнала снижается (при использовании метода поперечного градиента. Критерием для выявления дефекта изоляции служит х – х (увеличение сигнала относительно фона согласно методике работы с прибором. При использовании метода продольного градиента дои после повреждения прибор показывает максимальные значения, а вместе дефекта показания практически равны нулю. Обнаруженные места повреждения изоляции с привязками на местности заносятся в соответствующую таблицу технического отчета.
75
5.9. Измерение разности потенциалов «труба-земля» методом выносного электрода сравнения Метод выносного электрода применяют для измерения разности потенциалов труба- земля вдоль газопровода для локализации участков трубопровода, не имеющих нормативной защищенности в соответствии с ГОСТ Р 51164-98 и детального определения защищенности газопровода в местах повреждений изоляционного покрытия. Для реализации этого метода необходимо иметь измерительный провод длиной 500±1000 м на катушке. Один конец провода подключают к контрольному выводу в КИП, а другой – к измерительному прибору, типа ПКИ-02. К измерительному прибору также подключается медносульфатный электрод сравнения. Передвигаясь вдоль трубы над осью газопровода и переставляя электрод сравнения с заданным шагом, регистрируют разность потенциалов в каждой точке. Электрод сравнения должен располагаться строго над осью обследуемого газопровода, для чего одновременно или предварительно производят локализацию расположения газопровода на местности с помощью специальных приборов («трассоискателей»). Измеренные величины запоминаются в электронной памяти прибора, затем переносятся в персональный компьютер для последующей обработки и анализа.
5.10. Определение типа возможного контакта между трубой и защитным кожухом на дорожных переходах В соответствии с п. 4.10.1. ГОСТ Р 51164-98, непосредственные контакты металлических поверхностей трубы и кожуха не допускаются. Наличие или отсутствие электрического (прямого) контакта «труба-кожух» определяют измерением сопротивления цепи «труба-кожух». Измерение должно проводиться прибором-измерителем сопротивлений, работающим на переменном токе. Измеренное сопротивление величиной ниже 0,25 Ом свидетельствует о наличии прямого контакта, согласно СТО Газпром 9.4-009-2010, Приложение Т. Если величина измеренного сопротивления выше 0,1·L Ом (L- длина патронам) можно считать, что патрон и труба не имеют электрического контакта. Также о возможном наличии электрического контакта свидетельствует равенство значений разности потенциалов
«труба-земля» и «кожух-земля». При наличии блуждающих токов измерения этих величин необходимо проводить синхронно. Для локализации места выявленного электрического контакта «труба-кожух» используют диагностический комплекс «Radiodetection «PCM». Местоположение контакта в этом случае, определяют по падению тока, определяемого приемником. Для уточнения места контакта генератор подключают с другой стороны перехода и измерения повторяют (см. п. 5.8.4.1. Руководство по эксплуатации систем противокоррозионной защиты трубопроводов. Характер распределения сигнала генератора зависит от глубины расположения газопровода и места подключения генератора относительно дороги (доили после походу газа. Данные по обследованию дорожных переходов заносятся в соответствующую таблицу технического отчета, (пересечения газопровода с автомобильными и железными дорогами.
5.11. Измерение на протекторных установках (УПЗ) Измерения на протекторных установках проводят для оценки эффективности их работы. Работа протекторной установки считается удовлетворительной, если при ее подключении обеспечиваются требуемые защитные потенциалы на всем протяжении сооружения. Контроль работы протекторных установок вовремя эксплуатации осуществляется путем измерения потенциалов подземного сооружения выносным электродом. Шаг измерения должен быть таким, чтобы можно было зафиксировать значение потенциала сооружения против протектора ив середине участка между протекторами. В случае обнаружения участков сооружения с потенциалом менее минимально допустимого, выясняют причину недозащиты и принимают меры по восстановлению нормативной защищенности. Эффективность УПЗ защитных кожухов на переходах через автомобильные и железные дороги оценивается по наличию смещения потенциала на кожухе со стороны, противоположной точке дренажа УПЗ. В техническом
76 отчете будут предоставлены следующие параметры УПЗ: ток защиты, R цепи протектор- объект, потенциал с омической составляющей и потенциал холостого хода.
5.12. Определение рекомендуемого способа защиты кожухов В процессе обследования на дорожных переходах, где защитные кожухи не обеспечены нормативной электрозащитой, экспериментально будет определяться возможный способ защиты футляров – протекторная установка или совместная с газопроводом защита, а также необходимые сопротивления средств совместной защиты для обеспечения защищенности кожухов. Для уменьшения нагрузки на установки катодной защиты и уменьшения потерь катодного тока в газопроводе, сопротивления будут подбираться таким образом, чтобы защитный кожух обеспечивался минимальной по суммарному потенциалу) электрозащитой (-0,9 В.
5.13. Обследование коррозионного состояния газопровода в шурфе После проведения всех электрометрических работ и анализа полученных результатов для оценки фактического состояния изоляционного покрытия и состояния металла трубы необходимо выполнить визуальный и инструментальный контроль технического состояния газопроводов в шурфах. Место шурфования определяется по результатам обследования. Оно должно быть привязано к каким-либо физическим ориентирам на трассе газопровода, либо с помощью системы GPS. Его местоположение непосредственно перед шурфованием уточняют искателем повреждения изоляции и обозначают границы колышками или флажками. Одна из особенностей коррозионных поражений магистральных газопроводов, которая относится, практически ко всем видам коррозии – это неравномерность ее распределения по окружности трубы. Подавляющая часть коррозионных дефектов приходится на нижнюю часть трубопровода, приблизительно на 4-8 часов, поэтому шурфование должно производиться с полным вскрытием трубы и возможностью осмотра ее нижней образующей. Длина вскрытой части трубы должна быть не менее трех ее диаметров м. Согласно п Руководство по эксплуатации систем противокоррозионной защиты трубопроводов. После вскрытия газопровода и тщательной очистки поверхности трубы от грунта проводят осмотр изоляционного покрытия и выполняют следующие работы выявляют все имеющиеся вертикальные и горизонтальные гофры, складки изоляции, пустоты вдоль сварных швов, в местах нахлеста ленты и других неровностях, а также все явно выраженные механические повреждения. Перечисленные дефекты тщательно осматривают, прощупывают с целью выявления трещин, проколов, наличия влаги, грунта, продуктов коррозии под изоляцией определяют размеры и площадь отдельных повреждений, их количество, суммарную площадь отмечают наибольшие повреждения покрытия с указанием их местоположения, характера и размера определяют хрупкость и степень эластичности материала изоляции проверяют и оценивают адгезию изоляционного покрытия снизу, с боков и сверху трубы определяют наличие и вид коррозии определяют наличие продуктов коррозии, размеры коррозионных повреждений и места их расположения на трубопроводе, максимальную плотность коррозионных повреждений на 1 дм измеряют суммарный и поляризационный потенциал трубы
77 определяют удельное электрическое сопротивление грунта определяют глубину залегания газопровода до верхней образующей. При наличии коррозионных каверн глубиной более 3 мм при продолжительности эксплуатации долети глубиной более 2 мм при продолжительности эксплуатации до 5 лет проводят отбор проб грунта для передачи на химический анализ. Результаты коррозионного обследования в шурфе заносятся в соответствующий акта также в сводную таблицу технического отчета для открытых участков и шурфов.
1 2 3 4 5 6
5.14. Определение координат в системе «GPS» Определение координат точек в системе «GPS» выполняется с помощью носимых спутниковых GPS навигаторов «GARMIN». Дальнейшая обработка проводится в редакторе
«Mapsource».
5.15. Определение кислотности грунта
Измерение кислотности грунта (Ph) проводится в шурфах с помощью РН-влагомером полевым.
«Mapsource».
5.15. Определение кислотности грунта
Измерение кислотности грунта (Ph) проводится в шурфах с помощью РН-влагомером полевым.
78
6. Технология диагностического обследования
противокоррозионной защиты объектов
ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург»
6.1. Сбор исходной информации Сбор исходных данных о техническом состоянии подлежащих обследованию объектов, включает в себя данные за промежуток времени от ввода в эксплуатацию до момента начала проведения обследования. На этой стадии предусматривается изучение имеющейся проектной, исполнительной и эксплуатационной документации, ведомости проведенных ремонтов, отчетов по проведенным диагностическим обследованиями результатов выполненных рекомендаций, обработка и анализ данных ВТД и выпуск отчета по анализу технического состояния поданным эксплуатирующей организации. В отчете указываются участки, подлежащие детальному обследованию и рекомендации, которые необходимо учесть при проведении полевых работ.
6.2. Проведение полевых работ по обследованию газопроводов Перед началом непосредственного проведения полевых работ, весь состав исполнителей проходит инструктажи по безопасному проведению работ в соответствующих службах ЛПУ и оформляется разрешения на производство работ в охранной зоне газопроводов по установленной форме. Производство работ начинается только после получения всех необходимых разрешений и согласований и выполняется строго на указанных участках газопроводов ив указанное в документах время. Ориентировочный план-график производства работ при необходимости составляется и согласовывается с эксплуатирующими газопроводы службами линейно- эксплуатационной службой – ЛЭС и службой СЗК). Производится обследование УКЗ с измерением суммарного и поляризационного потенциалов в точке дренажа, определением технического состояния и наличия запаса по мощности, замерами сопротивления растеканию тока анодного и защитного заземлений. Проверяются и, при необходимости, оптимизируются рабочие режимы станций. Выполняется измерение распределение тока УКЗ по плечам защиты. Производится съемка элементов УКЗ (точка дренажа на газопроводе, блок-бокс, анодные заземлители, подлежащих обследованию с привязкой к географическим координатам в системе глобального позиционирования «GPS». При обнаружении неисправностей в работе УКЗ службой СЗК ЛПУ производятся необходимые ремонтные работы. Все УКЗ на участках газопроводов, подлежащих обследованию, должны быть исправны и включены в работу до начала измерений непосредственно на трассе газопроводов. Заполняются таблицы по характеристиками режимам работы УКЗ. Выполняется визуальная съемка местности вдоль трассы, при которой отмечаются установленные нарушения охранной зоны газопроводов и оформление линейной части газопроводов на местности (наличие километровых и предупреждающих знаков, состояние ограждений крановых узлов, открытых участков и т.д.). Измеряется удельное сопротивление грунтов с заданным шагом. Проводятся измерения разности электропотенциалов «труба-земля» с омической составляющей (суммарный потенциал) и без омической составляющей (поляризационный потенциал) по всем имеющимся КИП, на линейных кранах и открытых участках газопроводов. С помощью диагностического комплекса «Radiodetection «PCM» в контрольных точках определяется глубина заложения газопроводов, и проводятся измерения токов катодной защиты, протекающих в газопроводах.
79 Составляются таблицы защитных потенциалов, сопротивлений грунта, глубины заложения газопроводов, отсутствующих и неисправных КИП, открытых участков газопроводов. Для определения участков газопроводов с дефектным состоянием изоляции и локализации мест повреждений на выделенных для детального обследования участках производятся измерения искателем повреждения изоляции ДИП-2006. По итогам работ составляется таблица повреждений изоляционного покрытия с привязкой повреждений к ориентирам на местности и координатам. Для получения детальной информации по электрозащищенности участков газопроводов повышенной коррозионной опасности (ПКО), участков с установленными повреждениями изоляционного покрытия и участков с минимальной защищенностью проводятся измерения напряжения «труба-земля» относительно неполяризующегося медносульфатного электрода сравнения методом выносного электрода с шагом 5 м. При наличии участков, не имеющих нормативной защищенности, определяются их границы и составляется соответствующая ведомость. Результаты обследования методом выносного электрода оформляются в виде графиков с указанием характерных особенностей и привязки СКЗ на местности (реки, ручьи, опоры ВЛ, автомобильные и железные дороги, линейные краны, КИПы, свечи и т.п.). По результатам обследования качества изоляции и электрозащищенности участков газопроводов, с учетом реальной возможности проведения шурфования, составляется заявка по установленной форме на проведение контрольных шурфов. В соответствии с утвержденной заявкой и перечнем выполняется визуальное и инструментальное обследование состояния изоляционного покрытия и металла трубы в шурфах с заполнением соответствующих актов. Если при шурфовании силами ЛПУ производятся какие-либо ремонтные работы, это отражается в том же акте обследования газопровода в шурфе. К акту прикладываются имеющиеся фотоматериалы с пояснениями. Далее, на основании экспресс-анализа всего массива полученных данных, формулируются и предоставляются заказчику предварительные выводы и рекомендации, оформленные техническим актом по итогам выполнения полевых работ. Если устранить незащищенные участки с помощью регулировки режимов работы УКЗ не представляется возможным, акт по итогам выполнения полевых работ должен содержать рекомендации, выполнение которых необходимо для обеспечения электрохимической защиты газопроводов от коррозии, и которые в первую очередь, должны быть включены в план текущего ремонта ЛПУ. При камеральной обработке на основании анализа полученных данных сделать вывод о состоянии изоляционных покрытий и металла трубы. Указываемое в отчетной документации местоположение (пикетаж) оборудования ЭХЗ, расположение участков с поврежденной изоляцией должны соответствовать принятому в данном подразделении эксплуатационному пикетажу и сопровождаться привязкой поданным. По мере прохождения трассы газопровода производится фото фиксация КИП, УКЗ,
УДЗ, УПЗ (с привязкой к газопроводу, а также надземные (воздушные) переходы и открытые участки газопровода (при их обнаружении. Результаты обследования и предварительные рекомендации представляются в
ЛПУМГ и ПО ЗК ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» по мере выполнения работ. Технические отчёты, выполненные согласно рекомендациям Р Газпром 9.4-049-
2015 и СТО Газпром 9.4-052-2016, исполнитель представляет в ПО ЗК ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» в печатном и электронном виде - в двух экземплярах по каждому объекту до « 15 » ноября 2020 года.
80
6.3. Обработка и систематизация информации Обработка полевых данных при выпуске полного отчета по комплексному электрометрическому обследованию производится при помощи программного обеспечения «Excel», «WinWord», «Mapsource». Приводятся данные по техническому состоянию средств ЭХЗ, режимам работы
УКЗ, неисправными недостающим средствам контроля электрохимзащиты, состоянию пересечений газопроводов с автомобильными и железнодорожными дорогами, пересечений газопроводов, как с взаимными, таки с другими подземными коммуникациями, коррозионной активности грунта, участкам трубопроводов с недостаточной глубиной заложения. Проводится интегральная оценка качества изоляционного покрытия по сопротивлению изоляции в соответствии с Приложением Д ГОСТ Р 51164-98. Отражаются результаты расчета изменения изоляционных свойств изоляционного покрытия газопроводов по МУ 01-17093655-03. Составляется коррозионный паспорт, содержащий ситуационные планы и информацию по коррозионному состоянию и противокоррозионной защите трубопроводов. Паспорт формируется как по результатам электрометрического обследования (ЭМО), таки по предоставленным данным внутритрубной дефектоскопии
(ВТД) (при ее наличии) прошедшим необходимую обработку, компьютерный расчет и анализ. Формируются выводы и рекомендации по состоянию средств ЭХЗ и по защищенности обследованных участков трубопроводов.
81
7. Технический контроль и приемка работ Контроль и приемка результатов работ будет произведена в соответствии с СТП-20, включающем в себя входной контроль, текущий контроль, периодический контроль и контроль приемки полевого материала с составлением актов, в которых фиксируется время проведения контроля, материалы, предоставляемые к сдаче, замечания, выводы о качестве произведенных работ и соответствие ее требованиям НД и разрабатываются мероприятия по устранению выявленных замечаний.
8. Техника безопасности Приказом по АО «Газпром диагностика - ИТЦ «Санкт-Петербург» назначаются ответственные лица за безопасное выполнение работ, обеспечение требований охраны труда, промышленной и пожарной безопасности, соблюдение трудовой и производственной дисциплины, организацию перевозки сотрудников, соблюдение правил дорожного движения как на автотранспорте предприятия, таки на общественном транспорте, а также при следовании железнодорожным или воздушным транспортом вовремя следования к месту работы и обратно, сохранность материальных ценностей и документации, соблюдение правил производственного экологического контроля, обращение с отходами производства и потребления. Ответственный руководитель работ, в соответствии с приказом по предприятию, имеет право подписи со стороны АО «Газпром диагностика разрешений на производство работ в охранной зоне и технических актов. Ведущим специалистом по ОТ и ПБ перед выездом производится проверка готовности полевых бригад и оборудования с составлением акта. Работы на объектах проводятся по письменному разрешению начальника ЛПУМГ, в полном объеме с требованиями НТД. Работники, не прошедшие инструктажи не имеющие соответствующих удостоверений о проверке знаний по ПБ, ОТ и пожарной безопасности, к выполнению работ не допускаются. При использовании служебного автомобильного транспорта необходимо руководствоваться Правилами дорожного движения и Инструкцией по перевозке людей на автомобильном транспорте. Выезд бригады на полевые работы разрешается после проверки их полной готовности к данным работам.
82
9. Нормативные и ссылочные документы
1. ГОСТ Р 51164-98.
2. ГОСТ 9 602-2016.
3. Руководство по эксплуатации систем противокоррозионной защиты трубопроводов.
4. СТО Газпром 9.0-001-2018.
5. СТО Газпром 9.2-002-2019.
6. СТО Газпром 9.2-003-2020.
7. СТО Газпром 9.4-009-2010.
8. СТО Газпром 2-2.3-095-2007.
9. СТО Газпром 9.4-052-2016.
10. Р Газпром 9.4-049-2015.
11. СТО Газпром 2-2.4-083-2006.
12. СТО Газпром 2-3.5-454-2010 (ПТЭМГ).
13. ВСН 009-88.
14.
СП 86.13330.2012 15. ВРД 39-1.10-026-2001.
16. Инструкция по оценке дефектов труби соединительных деталей при ремонте и диагностировании МГ (с изменением №1 г)
17. СНиП 2.05-06-85* (2000).
18. Инструкции по эксплуатации на приборы и оборудование.
19. Техническое задание по комплексному периодическому обследованию.
83 Приложение 9 Копия технического акта
84
85
86
87
88 Приложение 10 Копия технического задания
89
90
91
92
93
94
95
96 Приложение 11 Заявка на шурфы и акты шурфовок»
97
98
99