|
Стр. 4
5.3.2. Неисправностью (инцидентом) называется частичная потеря
работоспособности (отклонение от режима технологического процесса)
элемента линейной части, вызывающая необходимость изменения режима
ее работы (снижение параметров технологического процесса) и (или)
восстановления ее работоспособности [76].
5.4. Расследование несчастных случаев на объектах
конденсатопродуктопроводов необходимо проводить в соответствии с
требованиями "Положения о расследовании и учете несчастных случаев
на производстве" [64].
5.5. Все отказы подлежат расследованию и учету согласно
Положению о расследовании отказов газовых объектов Министерства
газовой промышленности, подконтрольных органам Управления газового
надзора в РФ.
5.6. Работы по ликвидации аварий на трубопроводах должны
выполняться аварийными бригадами линейно-эксплуатационных служб
(ЛЭС), линейных производственных управлений магистральных
газопроводов (ЛПУМГ) и аварийно-восстановительными поездами (АВП)
предприятий.
5.7. В необходимых случаях по распоряжению руководства
предприятия для ликвидации аварий могут привлекать ЛЭС соседних
МГ, а также подразделения других организаций.
5.8. Работы по ликвидации аварий должны производиться на
основе заранее разработанных и утвержденных планов ликвидации
возможных аварий.
5.9. В планах ликвидации возможных аварий на
конденсатопродуктопроводах должны быть проработаны наиболее
вероятные варианты аварий как по видам и масштабам разрушений, так
и по характерным местам возникновения их по трассе, в том числе на
переходах дорог различных типов, возвышенных и пониженных участках
трассы и т.п. Планы должны быть разработаны для различных
вариантов с учетом местных условий, мощностей и средств
(механизмов), имеющихся в распоряжении, и данной ЛЭС и АВП.
Разработка и утверждение планов, ознакомление с ними персонала
должны производиться в соответствии с Инструкцией по составлению
планов ликвидации аварий [98].
5.10. Планы ликвидации возможных аварий ежегодно должны
пересматриваться назначенной для этого комиссией. При пересмотре
планов должны учитываться выявленные недостатки, изменения в
оснащении аварийных бригад, анализ происшедших аварий и опыт их
ликвидации на данном или аналогичном трубопроводе.
Утверждение пересмотренных планов производится главным
инженером предприятия.
5.11. В зависимости от местных условий ЛЭС оснащается
транспортом и механизмами в соответствии с Нормативным табелем
оснащения линейно-эксплуатационных служб (ЛЭС) магистральных
газопроводов материально-техническими ресурсами (транспортными
средствами, механизмами, приспособлениями, инвентарем и
материалами, продуктами питания и СИЗ) для выполнения
аварийно-восстановительных работ в различных
природно-климатических условиях.
5.12. К выполнению аварийно-восстановительных работ на
конденсатопродуктопроводах могут быть допущены лица не моложе 18
лет, прошедшие медосмотр и имеющие допуск к производству работ
(см. часть 2, разд. 12).
Обучение и проверка знаний по технике безопасности, пожарной
безопасности должны производиться в соответствии с Единой системой
управления охраной труда в газовой промышленности [47].
Работы, связанные с ликвидацией аварий, должны выполняться с
соблюдением настоящих Правил, а также действующих правил и норм по
технической эксплуатации, технике безопасности, пожарной
безопасности и промсанитарии [25, 58, 98].
5.13. При оперативной ликвидации повреждений трубопроводов,
связанных с утечками жидкости и не требующих немедленного
отключения поврежденного участка, следует стремиться к
использованию безогневых методов ремонта (наложение бандажей,
хомутов и т.п. - см. Временную инструкцию по организации и
производству аварийного ремонта линейной части магистральных
конденсато- и продуктопроводов, ВНИИГАЗ, 1986 г. [59]).
5.14. Контроль за выполнением требований указанных норм и
правил возлагается на руководителя аварийно-восстановительных
работ в целом и на ответственных за порученные участки работ в
отдельности.
ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ
5.15. Порядок прохождения информации об отказах трубопроводов
должен осуществляться в соответствии с "Положением о расследовании
и учете несчастных случаев на производстве" [64] и РД-08-204-98
[94].
5.16. Аварийно-восстановительные работы должны быть начаты в
кратчайшие сроки после обнаружения отказа по указанию диспетчера
ЛПУМГ, который сообщает руководителю аварийных работ сведения о
месте и характере отказа.
5.17. Если во время аварии произошла утечка значительного
объема продукта, об аварии немедленно должны быть оповещены
местные административные органы, органы Госкомэкологии, службы ГО
и ЧС.
5.18. При обнаружении утечки с непрерывным выходом продукта
обходчиком (лицом, обследовавшим трассу) должны быть приняты меры
по скорейшему оповещению диспетчерской службы (руководства
подразделения), по предварительной оценке размеров загазованной
зоны, опасности для населенных пунктов и других объектов и
отключению поврежденного участка. В случае аварии с выходом
большого количества конденсата (сжиженных газов) вблизи
населенного пункта, дороги или водной артерии линейный обходчик с
целью предупреждения несчастных случаев до прибытия АВП обязан в
зависимости от ситуации и по возможности:
- выставить знаки, запрещающие въезд транспорта в опасную зону;
- предупредить администрацию близлежащего населенного пункта
об опасности и соблюдении ими правил безопасности;
- находиться около поврежденного участка трубопровода до
прибытия ремонтно-восстановительной бригады или АВП.
5.19. При разрыве конденсатопродуктопровода вблизи населенных
пунктов или предприятий, находящихся ниже уровня прокладки
трубопровода (в сторону которых имеется уклон), линейный обходчик
обязан выставить предупредительные знаки на расстоянии (от места
разрыва трубопровода) не ближе:
- 300 м при уклоне до 1%;
- 600 м при уклоне свыше 1% (до 5%);
- 800 м при уклоне от 5 до 10%.
5.20. В планах выполнения аварийных работ на трассе
конденсатопродуктопровода должны быть разработаны меры и условия,
обеспечивающие возможность быстрого закрытия линейной запорной
арматуры по указанию диспетчера ЛПУМГ.
5.21. Дежурный персонал наряду с руководством (гл. диспетчер,
руководители предприятия, руководители подразделений) несет личную
ответственность за проведение работ по ликвидации аварии,
принимает решения и осуществляет мероприятия по восстановлению
нормального режима эксплуатации.
Приемка и сдача смены во время ликвидации аварии запрещается.
При пуске, переключении и остановках оборудования приемка и сдача
смены допускается только с разрешения вышестоящего оперативного
персонала.
5.22. Начальник ЛЭС, получив сообщение об аварии, должен
обеспечить подготовку службы ЛЭС (аварийных бригад, техники и
т.д.), начальник АВП - обеспечить подготовку
аварийно-восстановительного поезда к выезду на место аварии в
течение времени, установленного в планах выполнения аварийных
работ.
5.23. Выезд АВП при аварии на линейной части трубопровода
может производиться без оформления приказа и разового разрешения
при условии согласования времени выезда и начала работ с
руководством (диспетчером) ЛПУМГ.
5.24. До начала подготовительных работ участок, где они будут
производиться, должен быть отключен от соседних участков путем
закрытия арматуры на линейных узлах и отводах. При этом должны
быть отключены все автоматы отключения, сняты штурвалы и рычаги
ручного управления гидроприводами арматуры, о чем должна быть
сделана запись в вахтенном журнале. На арматуре должны быть
вывешены таблички "Не открывать, работают люди". На линейных узлах
с обеих сторон отключаемого участка должны быть выставлены посты
проинструктированных дежурных.
5.25. До начала непосредственно аварийно-восстановительных
работ должны быть налажены надежная телефонная или радиосвязь с
диспетчером и соседними участками ЛЭС.
Руководитель аварийно-восстановительных работ обязан
информировать диспетчера о ходе аварийно-восстановительных работ и
о всех изменениях обстановки в районе обнаружения аварийного
участка трубопровода.
5.26. Диспетчер ЛПУ, независимо от присутствия в диспетчерском
пункте во время ликвидации аварии лиц высшей технической
администрации (если старший по должности не принял руководство
ликвидации аварии на себя), несет полную ответственность за
ликвидацию аварии, самостоятельно принимает решения и осуществляет
мероприятия по восстановлению нормального режима перекачки
продукта по трубопроводу.
В случае неправильных действий диспетчера лица высшей
технической администрации (начальник, главный инженер или
заместитель начальника ЛПУ) обязаны вмешаться в ход ликвидации
аварии, вплоть до отстранения диспетчера, принимая на себя
руководство и ответственность за дальнейший ход ликвидации аварии.
В случае, когда до выезда на место ремонтной бригады не
удалось отключить аварийный участок, руководитель
аварийно-восстановительных работ принимает меры по закрытию
арматуры на линейных узлах по обе стороны от места аварии, начиная
со стороны высокого давления и поставив об этом в известность
диспетчера.
5.27. Линейная арматура не перекрывается, если руководитель
аварийно-восстановительных работ после осмотра места отказа
установит, что неисправность не создала угрозы к возникновению
опасной утечки продукта либо утечка сравнительно невелика или
имеется возможность ее устранения без производства огневых работ,
путем установки хомута с уплотнением.
5.28. При подъезде ремонтной бригады на расстояние 500 м к
поврежденному участку трубопровода, далее непосредственно к месту
отказа направляется пешком звено разведки, оснащенное прибором для
замера содержания паров продукта в воздухе и средствами
индивидуальной защиты.
Транспорт и механизмы могут двигаться следом за звеном
разведки с интервалом не менее 100 м до момента, когда будут
обнаружены в воздухе пары углеводородов в концентрации,
превышающей 20% от их нижнего предела взрываемости, при этом по
сигналу старшего звена разведки средства транспорта и механизмы
должны быть остановлены. В случае если ветер направлен от
паросодержащей зоны в сторону этих механизмов, последние должны
быть отведены.
Бригада должна определить замерами границы паросодержащей зоны
и установить соответствующие знаки на этой границе.
Все средства транспорта и механизмы, находящиеся в
распоряжении ремонтной бригады, должны быть размещены с
надветренной стороны указанной зоны не ближе 100 м от ее границ
так, чтобы при необходимости обеспечить возможность их быстрого
маневра и отхода.
5.29. Механизмы и средства транспорта, используемые при
производстве аварийно-восстановительных работ в зоне аварии,
должны отвечать следующим требованиям:
- землеройные машины, бульдозеры, автомобили тракторы и т.п.
должны иметь исправные электропроводку и искропламягасители;
- насосы, вентиляторы, освещение и т.п. должны быть во
взрывобезопасном исполнении;
- исправность электропроводки и наличие искропламягасителей
должны быть проверены перед выездом в район аварии.
5.30. После определения характера отказа и принятия решения о
способе его ликвидации работы продолжаются в соответствии с
существующим Планом ликвидации возможных аварий и конкретно
сложившейся обстановкой.
5.31. При необходимости проведения огневых работ до их начала
необходимо оформить наряд-допуск по установленной форме.
ЗЕМЛЯНЫЕ РАБОТЫ
5.32. Земляные работы непосредственно на месте утечки
продукта, как правило, должны производиться после прекращения
перекачки, отключения поврежденного участка и снижения в нем
давления продукта и его паров до близкого к атмосферному.
5.33. При утечке продукта руководитель
аварийно-восстановительных работ может принять решение о
производстве земляных работ для отрытия котлована в месте утечки
без опорожнения трубопровода от продукта с соблюдением требований
правил безопасности (см. п. 5.37).
5.34. Размер котлована определяется в зависимости от характера
ремонтных и огневых работ. Глубина и ширина котлована должны
позволять свободно работать электросварщикам (газорезчикам и
изолировщикам), а также обеспечивать свободный доступ для
последующего просвечивания сварных стыков.
5.35. В котловане должно быть устроено два удобных выхода в
противоположных направлениях.
5.36. При наличии притока грунтовых вод в котловане делается
приямок для сбора и откачки воды. В болотистой местности и при
наличии плывуна разработка грунта производится с забивкой шпунтов
или других приспособлений, обеспечивающих ограничение поступления
воды к месту производства работ и предохраняющих от обвала стенок
котлована.
5.37. Земляные работы в грунтах, пропитанных продуктом,
следует проводить механизмами, оборудованными искрогасителями или
вручную, при соблюдении следующих условий:
а) осуществляется отвод или откачка вытекающего продукта в
емкость или во временный амбар;
б) обязательно применение персоналом средств индивидуальной
защиты;
в) все лица, работающие в зоне, включающей территорию, залитую
продуктом, и на расстоянии менее 100 м от ее границ, обязаны сдать
на хранение спички и зажигалки.
При необходимости производства огневых работ непосредственно в
районе, где произошла утечка продукта, до начала огневых работ
должен быть убран весь грунт, пропитанный продуктом.
5.38. Уборка грунта, пропитанного продуктом, должна быть
произведена в радиусе не менее 30 м от места проведения огневых
работ и от места установки сварочных аппаратов, а в надветренную
сторону - на расстоянии не менее 50 м.
5.39. При затруднении удаления из района проведения огневых
работ всего грунта, пропитанного продуктом, допускается его
дегазация на месте, производимая естественным проветриванием,
промывкой водой, искусственным обдувом поверхности грунта струей
воздуха, создаваемой с помощью мощного передвижного вентилятора,
пропаркой грунта с помощью передвижной паровой установки или
каким-либо другим способом.
5.40. Контроль степени безопасности дегазированного грунта
может быть произведен огневым способом на образцах, которые должны
быть отнесены от границ разлитого продукта в надветренную сторону
на расстояние не менее 100 м. При этом должны быть приняты меры по
сохранению действительной насыщенности грунта продуктом, например
поместив грунт в полиэтиленовый пакет. Поверхность грунта
считается дегазированной, если его образец, взятый на глубине 10
см, не загорается от источника огня.
СВАРОЧНО-МОНТАЖНЫЕ РАБОТЫ
5.41. Производство всех типов сварочно-монтажных работ при
ликвидации аварии должно вестись при полном соблюдении требований
безопасности, регламентированных Типовой инструкцией по
безопасному ведению огневых работ на газовых объектах Мингазпрома,
Правил пожарной безопасности в газовой промышленности ВППБ
01-04-98 и Типовой инструкции по организации безопасного
проведения огневых работ на магистральных трубопроводах для
сжиженных газов и других нормативных документов [25, 41, 50, 59,
97].
5.42. В зависимости от характера, размеров и распределения
обнаруженных повреждений, допустимого времени на производство
ремонтных работ, руководитель ремонтно-восстановительных работ по
согласованию с руководством ЛПУ МГ или диспетчером (при
невозможности согласования с руководством) принимает решение об
объеме аварийно-восстановительных работ, способе ликвидации
аварии.
5.43. Ликвидация аварии при разрыве трубопровода
осуществляется в следующем порядке.
5.43.1. Огневые работы на линейной части трубопроводов
разрешается проводить только после прекращения перекачки продукта
и освобождения трубопровода на ремонтируемом участке от жидкой
фазы, инертизации полости трубопровода (см. приложение 10 к
Правилам безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов,
М., Недра, 1985, Типовую инструкцию по организации безопасного
проведения огневых работ на магистральных трубопроводах для
сжиженных газов).
Трубопровод должен быть освобожден от жидкой фазы продукта на
участке между ближайшими узлами линейной арматуры.
5.43.2. Опорожнение участка конденсатопродуктопровода перед
ремонтом для максимального снижения потерь продукта и повышения
безопасности должно производиться путем выдавливания продукта в
следующие участки трубопровода с помощью природного или инертного
газа или водяным паром.
Если рельеф местности способствует поступлению продукта
самотеком к месту его забора насосом из трубопровода, то продукт
может быть подан в следующий участок трубопровода с помощью
специального насоса высокого давления с приводом во
взрывозащищенном исполнении.
5.43.3. Резервуар или амбар, устроенный для сбора продукта,
вытекшего из продуктопровода, должен располагаться на расстоянии
не менее 100 м от трассы. При стабильном конденсате расстояние до
продуктопровода может быть уменьшено до 50 м.
5.43.4. Продукт, слитый во временные амбары, по возможности
должен быть утилизирован: закачан обратно в продуктопровод или
вывезен цистернами. Длительное хранение продукта в амбаре не
допускается.
В крайнем случае, при невозможности утилизации продукт может
быть сожжен с соблюдением необходимых мер пожарной безопасности
после получения разрешения органов Госкомэкологии.
5.43.5. После освобождения конденсатопродуктопровода от
продукта и выполнения земляных работ огневые работы выполняются в
соответствии с требованиями нормативных документов [41, 48, 50].
5.43.6. Дальнейшие работы по ликвидации разрыва следует
выполнять в соответствии с требованиями Типовой инструкции по
безопасному ведению огневых работ на газовых объектах Мингазпрома
[50].
5.43.7. При проведении огневых работ необходимо осуществлять
постоянный контроль за уровнем загазованности и наличием пены.
В случае увеличения уровня загазованности огневые работы
следует немедленно прекратить до выявления и устранения причин
поступления продукта.
Работы возобновляются после повторной дегазации и
восстановления воздушно-механического пенного покрытия.
5.43.8. В случае разрыва трубопровода ремонт следует
производить путем вырезки дефектного места (участка) трубопровода
с последующей вваркой "катушки" (труб).
5.43.9. Материал "катушки" (трубы) должен быть той же марки
стали и с той же толщиной стенки, что и ремонтируемый участок
трубопровода.
Длина ввариваемой "катушки" должна быть равна диаметру
ремонтируемого трубопровода, но не менее 250 мм (РД 558-97).
5.43.10. Все сварные стыки ремонтируемого участка должны
выполняться в соответствии с требованиями, предъявляемыми к
выполнению гарантийных сварных соединений.
Необходимость и количество гарантийных сварных стыков
определяются планом организации огневой работы. Количество
гарантийных стыков должно быть минимальным.
5.43.11. Сборка и сварка гарантийных стыков производится под
руководством инженерно-технического работника, ответственного за
операционный контроль, имеющего практический опыт по производству
сварочно-монтажных работ на аналогичных трубопроводах не менее
трех лет.
5.43.12. К сварке гарантийных стыков допускаются сварщики,
имеющие квалификацию не ниже 6-го разряда, прошедшие аттестацию в
установленном порядке.
Каждое гарантийное сварное соединение должно быть подвергнуто
двойному контролю: радиографическим (по ГОСТ 7512-82, ВСН 012-88,
Миннефтегазстрой) и ультразвуковым (по ГОСТ 14782-6, ВСН 012-88,
Миннефтегазстрой) способами. При отрицательных температурах (ниже
-5 -С) УЗД заменяется магнитографией по ГОСТ 25225-82.
Гарантийные сварные соединения должны быть испытаны на
герметичность под рабочим давлением транспортируемым продуктом в
течение не менее двух часов.
На каждое гарантийное сварное соединение составляется акт по
установленной форме, подписываемый ответственным за операционный
контроль работ исполнителем сварочно-монтажных работ и
ответственным представителем испытательной лаборатории.
5.43.13. Технологические операции по сборке и сварке стыков,
подготовке и использованию сварочных материалов, а также техника
безопасности должны соответствовать требованиям ВСН 006-89,
Миннефтегазстрой, и РД 558-97 (ВНИИГАЗ).
5.43.14. После завершения ремонтных работ проведение испытаний
и очистку полости трубопровода осуществлять в соответствии с
требованиями ВСН 011-88 1989 г. [49]. При этом должен быть
организован контроль за содержанием продукта в струе, выходящей из
продувочного патрубка (для снижения потерь продукта и уменьшения
опасности взрыва). В месте выпуска воздуха из трубопровода должны
быть приняты меры, предотвращающие воспламенение газовоздушной
смеси.
5.44. Для аварийного ремонта конденсатопродуктопровода в целях
устранения свищей, трещин, коррозионной потери металла допускается
их устранение с помощью установки металлических бандажей, а также
использования композитных и стеклотканных материалов.
Установку бандажей и аварийных хомутов следует выполнять в
соответствии с требованиями "Временной инструкции по организации и
производству аварийного ремонта линейной части магистральных
конденсато- и продуктопроводов", ВНИИГАЗ, 1986, и "Временной
инструкции на установку бандажей для устранения свищей и утечек на
магистральных конденсатопроводах и продуктопроводах ПО
Сургуттрансгаз".
Решение об установке бандажей и хомутов с указанием срока их
эксплуатации принимается на уровне предприятия (объединения) и
утверждается главным инженером (зам. начальника предприятия).
5.45. Для аварийного перекрытия трещин и вмятин допускается
установка аварийных хомутов, изготовленных из труб той же марки
стали, соответствующего диаметра, с толщиной стенки, большей, чем
ремонтируемый трубопровод (см. Приложение 12).
РАБОТЫ ПО ОЧИСТКЕ, ИЗОЛЯЦИИ И ЗАСЫПКЕ
ОТРЕМОНТИРОВАННОГО УЧАСТКА ТРУБОПРОВОДА
5.46. Очистка заключается в удалении с поверхности
трубопровода поврежденной изоляции, следов коррозии, грязи и т.д.
После очистки поверхности трубы на нее наносят грунтовку и
новое изоляционное покрытие.
5.47. Для изоляции участков трубопроводов после аварий следует
использовать поливинилхлоридные липкие ленты или полимерные ленты.
Для каждого типа ленты следует использовать соответствующую
грунтовку.
Изоляционные ленты необходимо ровно наносить на поверхность
трубопровода, без перекосов и морщин.
Ремонтируемый участок может быть покрыт битумной мастикой. В
этом случае праймер и битумную мастику следует доставлять к месту
производства работ в готовом виде.
В приемке изоляционно-укладочных работ должен принимать
участие аттестованный представитель службы контроля и качества
(ПИЛ). На проведенные изоляционно-укладочные работы оформляется
документация согласно ВСН 012-28, часть II (Миннефтегазстрой).
5.48. Засыпку трубопровода следует производить по окончании
изоляционных работ с предварительной подсыпкой и трамбовкой
мягкого грунта под трубой.
5.49. Допускается засыпка котлована измельченным мерзлым
грунтом с предварительной футеровкой трубопровода досками,
деревянными рейками или камышовыми матами. Засыпку следует
производить с образованием валика над трубопроводом.
5.50. На отремонтированный участок трубопровода составляется
технический акт с указанием причин аварии и способа ее ликвидации.
ВВОД В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ОТРЕМОНТИРОВАННЫХ УЧАСТКОВ ТРУБОПРОВОДА
5.51. Заполнение трубопровода после проведения ремонтных работ
производится по утвержденному плану, предусматривающему
технологические мероприятия, направленные на удаление
паровоздушной фазы в трубопроводе. Как правило, эта операция
проводится с применением эластичных разделителей.
5.52. Пуск трубопровода в эксплуатацию после выполнения
ремонтных работ целесообразно проводить дегазированным при
атмосферных условиях конденсатом.
5.53. Заполнение трубопровода стабильным конденсатом можно
производить при любом начальном давлении внутри трубопровода. Если
трубопровод заполняется нестабильным конденсатом или сжиженным
углеводородным газом, то эта операция должна производиться после
повышения давления находящихся в трубопроводе газа, воды или
стабильного продукта выше упругости паров перекачиваемого продукта
и после ввода в трубопровод механических разделителей.
При необходимости вытеснения из трубопровода воды с помощью
нестабильного продукта должны быть приняты меры по защите от
гидратообразования (применение разделителей, ингибиторов
гидратообразования и т.п.).
При отсутствии механических разделителей рекомендуется до
заполнения перекачиваемым продуктов частично заполнить трубопровод
стабильным конденсатом.
5.54. Газ или вода, использованные при продувке (промывке) и
последующем испытании продуктопровода и вытесняемые продуктом с
помощью разделителей, выпускаются из трубопровода через
продувочные патрубки.
При этом должен быть организован контроль за содержанием
продукта в струе, выходящей из продувочного патрубка, для
уменьшения опасности загрязнения окружающей среды и снижения
потерь продукта.
5.55. После заполнения трубопровода дегазированным конденсатом
поднимают давление выше минимально допустимого рабочего давления,
которое будет определяться давлением дегазации, величиной потерь
давления на трение, составом продукта, профилем трассы и
температурой самой "горячей точки" трубопровода.
5.56. Подъем давления в трубопроводе производят путем закачки
конденсата при закрытой задвижке в конце участка трубопровода.
5.57. После повышения давления в начале
конденсатопродуктопровода выше минимально допустимого разрешается
приступить к закачке нестабильного конденсата.
5.58. Поддержание минимально допустимого рабочего давления в
трубопроводе при эксплуатации обеспечивается регулятором давления
"до себя", установленным непосредственно перед потребителем.
5.59. После повышения давления в конце
конденсатопродуктопровода выше минимально допустимого допускается
открытие задвижки непосредственно перед установками
газоперерабатывающего завода (потребителя) и включение в работу
регулятора давления "до себя".
6. ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ
ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ
6.1. Требования настоящего раздела распространяются на
конденсато- и продуктопроводы и отводы от них, трубопроводы
технологической обвязки НС, силовые кабели и кабели
технологической связи.
6.2. Названные сооружения подлежат комплексной защите от
коррозии защитными покрытиями и средствами электрохимической
защиты (ЭХЗ) в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164-98 и ГОСТ
9.602-89 [92, 93].
При защите от коррозии кабелей связи и силовых кабелей следует
руководствоваться также нормативной технической документацией
Минсвязи и Минэнерго РФ.
6.3. Система ЭХЗ сооружений от коррозии всего объекта в целом
должна быть построена и включена в работу до сдачи сооружений в
эксплуатацию. При этом установки катодной защиты (УКЗ) и установки
протекторной защиты (УПЗ) должны быть включены в работу
одновременно с укладкой трубопровода в грунт. При ремонте
действующих конденсатопродуктопроводов установки дренажной защиты
(УДЗ) и УПЗ должны быть включены в работу одновременно, а УКЗ не
позднее трех месяцев после укладки газопровода в грунт.
В зонах высокой и повышенной коррозионной опасности (ВКО и
ПКО), а также в зоне действия блуждающих токов система ЭХЗ должна
быть построена и включена в работу не позднее первого месяца после
укладки газопровода в грунт и засыпки.
Зоны высокой и повышенной коррозионной опасности определяются
(на новых конденсатопродуктопроводах) на этапе проектирования
проектирующей организацией и уточняются в процессе эксплуатации
службой защиты от коррозии эксплуатирующего предприятия.
6.4. Конденсатопродуктопроводы при надземной прокладке,
включая зону их выхода из грунта на поверхность, подлежат защите
от атмосферной коррозии металлическими и/или неметаллическими
защитными покрытиями в соответствии с проектом.
6.5. Защитное покрытие законченных строительством (или
отремонтированных) участков конденсатопродуктопроводов должно
контролироваться прибором - искателем повреждений не раннее двух
недель после укладки и засыпки конденсатопродуктопровода, а также
определением переходного сопротивления труба - земля на постоянном
(метод катодной поляризации) или переменном токе, с оформлением
актов результатов испытаний.
6.6. Новые трубопроводы должны иметь сертификат соответствия
противокоррозионной защиты требованиям ГОСТ Р 51164-98 и НД. Для
эксплуатируемых трубопроводов сертификат соответствия может быть
выдан только после комплексного обследования.
Разрешается ввод трубопровода во временную эксплуатацию по
решению рабочей комиссии с последующей проверкой защитного
покрытия после оттаивания и увлажнения грунтов и окончательной
приемкой в эксплуатацию контролируемого участка трубопровода.
ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ
6.7. Техническое и методическое решение вопросов защиты от
коррозии на производственном предприятии осуществляет
производственный отдел защиты от коррозии предприятия в
соответствии с указаниями Отдела противокоррозионной защиты и
диагностики коррозии сооружений ОАО "Газпром", "Руководством по
эксплуатации средств противокоррозионной защиты подземных
газопроводов", ГОСТ Р 51164-98, ОСТ и другой действующей
нормативно-технической документацией.
Техническое и административное руководство эксплуатацией
средств защиты от коррозии в подразделении осуществляет
руководитель подразделения в соответствии с установленным
распределением обязанностей.
Непосредственное руководство работами осуществляет
руководитель службы (группы, участка) защиты от коррозии с прямым
подчинением главному инженеру предприятия.
Начальник отдела защиты от коррозии предприятия и руководитель
службы защиты от коррозии подразделения несут ответственность за
защиту от коррозии сооружений и за представление данных по
коррозии и защите соответствующего предприятия (подразделения).
6.8. Основной задачей службы защиты от коррозии является
обеспечение полной защиты сооружений от коррозии с целью надежной
и безаварийной их работы; при этом служба защиты от коррозии
подразделения должна:
- обеспечивать бесперебойную работу установок дренажной,
катодной и протекторной защиты путем своевременного проведения
профилактических и ремонтных работ;
- обеспечивать поддержание защитных потенциалов по
протяженности и во времени, контролировать их величину;
- обеспечивать бесперебойное функционирование средств контроля
за коррозионным состоянием в объемах, определяемых действующей НД;
- своевременно внедрять новые средства защиты от коррозии,
отечественные и зарубежные технологии и средства измерений,
направленные на повышение точности определения параметров защиты;
- повышать надежность электроснабжения установок катодной
защиты, предусматривать для вдольтрассовых линий электропередач
использование автоматов повторного включения, аварийной
сигнализации с выходом на пульт диспетчера, введение резервного
питания ЛЭП согласно ГОСТ Р 51164-98;
- контролировать состояние защитного покрытия и коррозионное
состояние сооружений;
- определять участки сооружений повышенной и высокой
коррозионной опасности, обеспечивать (совместно со службой КИП и
А) дистанционный контроль опасности коррозии (по датчикам
коррозии) и параметров защиты на этих участках согласно ГОСТ Р
51464-98;
- составлять оценку и долговременный прогноз коррозионного
состояния сооружений на период не менее 5 лет;
- осуществлять технический надзор за качеством нанесения
изоляционных покрытий и строительством средств защиты от коррозии
и контроля за коррозией;
- обеспечивать своевременное и качественное ведение
техдокументации и представление отчетности в вышестоящие
организации и органы надзора.
ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ
6.9. Технический осмотр и контроль работы средств ЭХЗ следует
проводить с периодичностью:
- не реже 4 раз в месяц на установках дренажной и катодной
защиты, не оборудованных средствами дистанционного контроля, в
зоне блуждающих токов и коммуникаций промплощадок НС и двух раз в
месяц на установках катодной защиты вне зоны блуждающих токов;
- не реже одного раза в квартал - на установках катодной
защиты, оборудованных средствами дистанционного контроля,
установках протекторной защиты, защитных футлярах (кожухах) и
изолирующих соединениях (изолирующих фланцах и муфтах).
При техническом осмотре и проверке необходимо выполнять:
- контроль режимов работы УДЗ, УКЗ, УПЗ;
- измерение защитных потенциалов в точках дренажа УКЗ, УПЗ и
УДЗ;
- профилактическое обслуживание контактных соединений, анодных
заземлений, узлов и блоков установок; оценку непрерывности работы
УКЗ по счетчику времени или счетчику электрической энергии;
- оценку состояния изолирующего соединения и оценку состояния
защиты футляра (кожуха) и наличия гальванического или
электрического контакта футляра с трубопроводом;
- оценку остаточной скорости коррозии и интенсивности
поглощения водорода на участках КРН в соответствии с действующей
НД.
Результаты контроля заносятся в полевой журнал УДЗ, УКЗ.
Данные о количестве и причинах отказов, а также времени
простоев всех средств ЭХЗ: УДЗ, УКЗ и УПЗ заносят в журнал
контроля эксплуатационной надежности средств ЭХЗ, в котором
фиксируется число отказов и время простоя средств ЭХЗ по основным
элементам: в цепях электроснабжения, преобразования тока и
нагрузки. Сведения по эксплуатационной надежности системы ЭХЗ
сооружения должны ежеквартально передаваться в вышестоящее
производственное предприятие.
6.10. Допускается отключение каждой установки ЭХЗ при
необходимости проведения регламентных и ремонтных работ, но не
более 80 часов в квартал для УКЗ и УПЗ и не более 24 часов - для
УДЗ. При проведении опытных или исследовательских работ
допускается отключение средств ЭХЗ на суммарный срок не более 10
суток в год для УКЗ и УПЗ и на 3 суток - для УДЗ.
6.11. Контроль защитных покрытий при эксплуатации сооружений
должен выполняться методами интегральной и локальной оценки.
Интегральная оценка состояния защитных покрытий должна выполняться
ежегодно: на основании данных о силе тока УКЗ (УПЗ) и
распределении потенциалов вдоль сооружения; допускается оценка
качества изоляции по величине переходного сопротивления
трубопровода, определенной методами с использованием постоянного
и/или переменного тока в соответствии с НД.
Детальная оценка состояния защитных покрытий на всей
протяженности конденсатопродуктопроводов должна проводиться после
первого года эксплуатации методами электрометрии с выборочным
шурфованием на наиболее опасных участках трубопроводов, выявленных
по результатам измерений, с частотой не менее 1 шурфа на 1 км.
Обнаруженные повреждения защитного покрытия должны быть
"привязаны" к трассе с точностью до +/- 1 метра, занесены в
ведомость дефектов в изоляции сооружения и при необходимости
устранены согласно НД.
6.12. Контроль защитных потенциалов на всех
контрольно-измерительных пунктах следует проводить согласно ГОСТ Р
51164-98.
6.13. Потенциал без омической составляющей следует измерять в
соответствии с отраслевыми рекомендациями.
6.14. Потенциалы на всем протяжении защищаемых сооружений
следует измерять выносным электродом сравнения непрерывно или с
шагом измерения не более 10 метров первоначально в период между
первым и вторым годом эксплуатации. В дальнейшем контроль
осуществлять по двум-трем точкам в зоне зафиксированных
минимальных потенциалов в промежутке между двумя соседними УКЗ не
реже четырех раз в год
Измерения выносным электродом следует производить также при
плановых изменениях режимов работы УКЗ и при изменениях, связанных
с развитием системы ЭХЗ, сети подземных сооружений и коммуникаций,
а также после капитального ремонта сооружения.
6.15. Дополнительные измерения защитных потенциалов с помощью
выносного электрода сравнения следует проводить в зонах
минимальных защитных потенциалов на участках повышенной и высокой
коррозионной опасности не менее одного раза в пять лет.
6.16. На участках высокой коррозионной опасности необходимо
осуществлять дополнительный контроль без омической составляющей в
специальных контрольно-измерительных (СКИП) или
контрольно-диагностических (КДП) пунктах. Рекомендуется установка
СКИП или КДП на участках повышенной коррозионной опасности в зонах
пересечений с другими подземными металлическими сооружениями,
электрифицированными железными дорогами, автострадами и т.п. Места
установки и регламент измерений определяются по НД.
6.17. Защищенность сооружений следует оценивать по
протяженности и во времени. Следует ежегодно составлять ведомость
участков трубопроводов, имеющих защитные потенциалы ниже
минимальных и выше максимальных значений по абсолютной величине с
указанием границ участков и времени продолжительности отклонений
параметров ЭХЗ от заданных величин.
6.18. Коррозионное состояние сооружения определяют методом
внутритрубной дефектоскопии и (или) комплексным электрометрическим
обследованием с контрольным шурфованием не реже одного раза в 5
лет - для участков высокой коррозийной опасности (ВКО), 10 лет -
для участков повышенной коррозийной опасности (ПКО) и 20 лет - для
участков умеренной коррозионной опасности (УКО).
Опасность коррозионного растрескивания под напряжением
определяется пропуском специальных снарядов-дефектоскопов и/или
других специальных методов диагностики.
Шурфование при оценке коррозионного состояния должно
производиться до нижней образующей с полным вскрытием сооружения,
объем ежегодного шурфования должен быть не менее: одного шурфа на
25 километров линейной части конденсатопродуктопровода по каждой
нитке при многониточной системе; одного шурфа на 1000 метров
подземных технологических коммуникаций НС.
Шурфование в первую очередь следует проводить на участках,
определенных по результатам обследований, а также на участках
сооружений с температурой эксплуатации выше +30 -С, в анодных и
знакопеременных зонах, на участках с неудовлетворительным
состоянием защитного покрытия, не обеспеченных непрерывной
катодной поляризацией по протяженности и во времени, а также на
участках ВКО и ПКО.
6.19. К зонам (участкам) повышенной коррозионной опасности
(ПКО) относятся участки:
- в засоленных грунтах (солончаковых, солонцах, солодях,
сорах, полях с минеральными удобрениями и др.)
- зоны блуждающих токов источников постоянного тока;
- участки сооружений с температурой транспортируемого продукта
303 К (30 -С) и выше;
- в болотистых, заболоченных, черноземных и поливных грунтах,
на участках перспективного обводнения или орошения;
- на подводных переходах и в поймах рек, а также на переходах
через железные и автомобильные дороги и на расстоянии в обе
стороны от переходов согласно НД;
- участки промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и
шлаков;
- на территориях насосных станций на расстоянии в обе стороны
от них согласно НД;
- вертикальные участки сооружений в зонах их выхода из грунта
на поверхность; на пересечении с различными трубопроводами,
включая по 350 метров в обе стороны от места пересечения.
К зонам высокой коррозионной опасности (ВКО), выявляемым в
процессе эксплуатации, относятся участки сооружений между
установками ЭХЗ, на которых произошли отказы по коррозионным
причинам (разрывы, свищи) или обнаружены коррозионные язвы и
трещины глубиной свыше 15% толщины стенки трубы, а также участки,
на которых скорость коррозии превышает 0,30 мм в год.
Участки конденсатопродуктопроводов, не входящие в группы ВКО и
ПКО, относятся к участкам умеренной коррозионной опасности (УКО).
6.20. Выборочный контроль коррозионного состояния на участках
ВКО и ПКО при обследованиях сооружений в шурфах должен выполняться
в соответствии с НД совместно с определением состояния изоляции и
параметров ЭХЗ в следующем объеме:
- измерение естественного потенциала и "бос" - потенциалов
снизу, сбоку и сверху трубы;
- определение и описание характера, размеров и расположения
повреждений защитного покрытия, включая сквозные дефекты, складки,
гофры, зоны отслаивания;
- определение рН почвенного электролита под пленкой изоляции;
- определение количества, глубины, площади, расположения по
окружности трубы коррозионных повреждений металла с оформлением
акта;
- отбор проб грунта и передача на химанализ в
специализированную организацию при наличии коррозионных каверн
(трещин) глубиной более 3 мм при периоде эксплуатации свыше 5 лет
и глубиной более 2 мм - при периоде эксплуатации до 5 лет.
6.21. Контрольно-диагностические пункты (КДП) рекомендуется
устанавливать в местах коррозионных дефектов, выявленных по
результатам пропуска снаряда-дефектоскопа и/или по результатам
обследований, в зонах высокой и повышенной коррозионной опасности
для наблюдения за динамикой коррозии и эффективности защиты
сооружений в соответствии с НД.
6.22. Контрольно-измерительные пункты (КИП) для контроля
параметров ЭХЗ по ГОСТ Р 51164-98 должны устанавливаться над осью
сооружения, окрашиваться в яркий цвет, иметь маркировку и привязку
к трассе сооружения, читаемую с борта вертолета. Во всех точках
измерения защитного потенциала должна быть обеспечена возможность
контакта неполяризующегося электрода сравнения с грунтом в
зафиксированной на поверхности земли точке измерений.
6.23. Коррозионное обследование сооружений на участках
различной коррозионной опасности должно выполняться согласно НД.
6.24. На участках высокой коррозионной опасности, выявленных
по пп. 6.24 и 6.19, по рекомендации ГОСТ Р 51164-98, следует
поэтапно внедрять 100% резервирование в цепях электроснабжения,
преобразования и нагрузки и коррозионный мониторинг (включающий
монтаж КДП и средств дистанционного контроля параметров коррозии и
защиты). Отказы в работе средств ЭХЗ на участках ВКО и ПКО,
оснащенные средствами телеконтроля, приравниваются к аварийным и
должны быть устранены в течение 24 часов.
6.25. Все установки катодной защиты на новых
конденсатопродуктопроводах, построенных (или реконструируемых)
после 2000 года, а также на действующих конденсатопродуктопроводах
в зонах повышенной и высокой коррозионной опасности, должны быть
оборудованы средствами дистанционного контроля и управления
режимами работы УКЗ.
6.26. Ремонт повреждений в покрытиях трубопровода должен
проводиться в соответствии с требованиями действующей нормативной
документации. Защитное покрытие на отремонтированном участке
должно удовлетворять требованиям, предъявляемым к основному
покрытию сооружения.
6.27. Трубопроводы, проходящие в одном технологическом
коридоре, должны быть включены в единую систему совместной
электрохимической защиты. При невозможности создания системы
совместной защиты допускается применение раздельной схемы защиты с
осуществлением мероприятий по исключению вредного влияния на
соседние сооружения.
|
