Положение по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту вдольтрассовых высоковольтных линий электропередачи и средств электрохимической защиты (стр. 6 )
 | Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 |
После выполнения задания исполнитель оформляет акт проверки (обследования)или протокол измерения установленной формы.
Протоколы и акты проверок и измерений прикладываются к паспорту, в формуляре паспорта отмечается о выполнении работы.
6.8 Ремонт средств ЭХЗ
6.8.1 Порядок выполнения работ при текущем ремонте и оформление документов
При текущем ремонте средств ЭХЗ выполняются:
все работы по техническому обслуживанию, выполнение которых предусмотрено в год производства текущего ремонта;
мероприятия по устранению неисправностей и повышению надежности, в том числе разработанные по результатам обследований;
Объем работ текущего ремонта определяется по дефектным ведомостям. Дефектные ведомости составляет отдел главного энергетика РНУ (УМН) на основе
актов обследований, проверок и измерений в предыдущий период, представленных начальником участка ВЛ и ЭХЗ.
Главный энергетик РНУ (УМН) на основании дефектных ведомостей разрабатывает техническое задание с перечнем работ и представляет на утверждение главному инженеру РНУ (УМН).
На ремонтной базе участка ремонта и наладки РНУ (УМН) предварительно готовятся оборудование и узлы, необходимые для замены на трассе:
— у автоматических выключателей проверяются величину отключающего тока.
— разрядники проверяются на пробивное напряжение;
В полевых условиях производится только замена оборудования и узлов, требующих ремонта.
Результаты проверки оформляются актами и протоколами, которые представляются начальнику участка ВЛ и ЭХЗ до начала работ по текущему ремонту.
Перечень работ, выполняемых при текущем ремонте средств ЭХЗ, приведен в таблице 6.6.
Периодичность, оформление результатов
Акт приемки работ
-все работы по техническому обслуживанию;
— проверка проводимости полупроводниковых элементов;
— устранение неисправностей контактных соединений;
— ремонт заземляющих и устройств молниезащиты;
— измерение сопротивления цепи установки катодной защиты;
— покраска оборудования, ограды;
— измерение сопротивления растеканию токов контура анодных заземлителей;
— измерение сопротивления контакта между заземлителей и заземляемыми элементами;
— испытание изоляции трансформатора;
— проверка сопротивления изоляции кабельных линий и проводов.
Акт приемки работ
-все работы по техническому обслуживанию;
— проверка проводимости полупроводниковых элементов;
— устранение неисправностей контактных соединений;
— ремонт заземляющих и устройств молниезащиты;
— проверка и ремонт контактного соединения дренажного кабеля;
— испытание изоляции кабельных линий и проводов.
Акт приемки работ
-все работы по техническому обслуживанию;
— восстановление нумерации километровых указателей и контрольно-измерительных пунктов, установка недостающих КИП, восстановление соединений измерительных проводов;
— покраска контрольно-измерительных пунктов.
Акт приемки работ
-проверка проводимости полупроводниковых элементов для поляризованных протекторов.
При приемке работ из текущего ремонта должны быть проверены выполнение всех, предусмотренных техническим заданием, работ; наличие и качество ремонтной отчетной документации. При приемке должны быть оформлены:
акт выполненных работ (Приложение Г__);
акты ревизии оборудования электроустановок;
акты проверки и обследований оборудования;
протоколы измерений и испытаний.
Акты и протоколы подписываются исполнителями работ и начальником участка ВЛ и ЭХЗ, и прикладываются в паспортную документацию установок ЭХЗ.
6.8.2 Порядок выполнения капитального ремонта и оформление документации
Критерии выбора установки ЭХЗ для капитального ремонта
Для обоснования необходимости включения в план капитального ремонта рассматриваются:
— нормативная периодичность ремонтного цикла данной установки;
— анализ результатов осмотров, проверок и испытаний предшествующего периода эксплуатации;
— результаты анализа измерений при комплексном обследовании коррозионного состояния МН, измерений защитного потенциала по всей длине МН.
При капитальном ремонте выполняются:
все работы по текущему ремонту, выполнение которых предусмотрено в год производства капитального ремонта;
работы предусмотренные в мероприятиях по устранению неисправностей и повышению надежности, в том числе мероприятиях по результатам обследований;
Земляные работы по замене анодных заземлителей выполняются по разработанному и утвержденному в установленном порядке ППР (проект производства работ).
Капитальный ремонт установок СКЗ и СДЗ выполняются на ремонтных базах.
Перечень работ выполняемых при капитальном ремонте средств ЭХЗ приведен в таблице 6.7.
Периодичность, оформление результатов
Акт приемки в эксплуатацию
-все работы по текущему ремонту;
— замена элементов катодной станции или замена станции;
— ремонт и замена анодных заземлителей;
— замена анодной линии (при необходимости);
— ремонт заземляющего устройства с вскрытием;
— ремонт узла подключения кабеля к нефтепроводу.
Акт приемки в эксплуатацию
-все работы по текущему ремонту;
— замена элементов СДЗ или замена станции;
— ремонт или замена кабельной линии;
— ремонт заземляющего устройства с вскрытием;
— ремонт узла подключения кабеля к нефтепроводу.
Акт приемки в эксплуатацию
-все работы по текущему ремонту;
— замена КИП при необходимости;
— замена КИП на участках нефтепровода при капремонте;
— ремонт узла подключения провода к нефтепроводу;
— замена и установка неполяризующихся электродов сравнения.
Акт приемки в эксплуатацию
-все работы по текущему ремонту;
— ремонт узла подключения кабеля к нефтепроводу.
В период производства капитального ремонта начальник участка ВЛ и ЭХЗ осуществляет периодический контроль качества работы, с учетом выполнения каждого этапа работ.
При приемке в эксплуатацию после капитального ремонта оформляются следующие документы:
— акт приемки в эксплуатацию:
— акт на скрытые работы, если проводились работы со вскрытием коммуникаций;
— протоколы измерения сопротивления анодного заземления;
— протоколы измерения сопротивления защитного заземления;
— протокол проверки устройств молниезащиты;
— протоколы измерения сопротивления изоляции кабельной линии, трансформатора;
— протоколы измерения коэффициента трансформации и сопротивления обмотки постоянному току;
— протокол измерения тока протекторной защиты;
— протокол измерения защитного потенциала МН.
При приемке ВЛ после капитального ремонта начальником участка ВЛ и ЭХЗ производится осмотр в целях проверки соответствия проекту технического состояния трассы, опор и других элементов ВЛ.
6.9 Порядок комплексного обследования коррозионного состояния МН и состояния противокоррозионной защиты
6.9.1 Задачами обследования являются:
оценка коррозионного состояния нефтепроводов;
нахождение коррозионно-опасных мест и коррозионных повреждений;
интегральная оценка состояния изоляционного покрытия;
оценка состояния противокоррозионной защиты;
разработка мероприятий по повышению эффективности защиты.
6.9.2 Комплексное обследование МН должно проводиться в следующие сроки:
— на вновь построенных или реконструируемых нефтепроводах не позднее чем через 3 года после засыпки нефтепровода;
— не реже одного раза в 3 года на коррозионно-опасных участках МН с минимальным защитным потенциалом (в том числе при длине защитной зоны менее 3 км);
— не реже одного раза в 5 лет на участках высокой коррозионной опасности;
— не реже одного раза в 10 лет на остальных участках МН.
Внеочередное обследование нефтепроводов производиться при обнаружении в процессе эксплуатации системы ЭХЗ вновь построенных близлежащих подземных коммуникаций и электрифицированных железных дорог.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
6.9.3 Порядок проведения обследования должен соответствовать РД-29.200.00-КТН-170-06 «Регламент обследования коррозионного состояния магистральных нефтепроводов и состояния противокорозионной защиты».
(Измененная редакция, Изм. № 2)
6.9.4 Порядок организации обследования:
— сбор и анализ данных об условиях эксплуатации обследуемого участка нефтепровода (характеристика нефтепровода, наличие зон действия блуждающих токов, коррозионная активность грунтов по трассе, в том числе микробиологическая, сведения о работе средств ЭХЗ, величина защитной разности потенциалов «труба-земля» за весь срок службы нефтепровода, наличие участков, длительное время находившихся без защиты и другие);
— предварительное выявление коррозионно-опасных участков по анализу измерений защитного потенциала;
— проведение комплекса электрометрических работ (измерение защитного потенциала по протяженности, а в зонах блуждающих токов – по протяженности и во времени, определение состава почвы);
— шурфовка по месту обнаружения дефектов изоляции, оценка общего состояния изоляции (адгезия, толщина) и поверхности трубы (каверны и отложения);
— измерения проектного положения и глубины залегания нефтепровода;
— измерения, позволяющие дать интегральную оценку состояния изоляционного покрытия;
— непрерывные (в течение суток) измерения потенциала «труба-земля» в зонах блуждающих токов для выявления анодных зон и определения величины среднего потенциала;
— измерение удельного сопротивления грунтов для определения их коррозионной активности;
— определение вредного влияния соседних сооружений, проложенных в одном техническом коридоре (отношение сигнала над обследуемым трубопроводом к сигналу соседнего трубопровода должно быть не менее 2-х);
— измерение потенциала «труба-земля» методом выносного электрода сравнения;
— измерение тока и напряжения на выходе станции катодной защиты;
— измерение потенциалов «труба-земля» в точке дренажа при отключенной и включенной СКЗ.
Технические характеристики приборов, используемых при проведении обследованиях приведены в Приложении Д, таблица Д 7.
Виды работ, измерений при комплексном обследовании, их периодичность, нормативные величины защитных потенциалов приведены в таблице 6.8.
Методика измерения, анализ, приборы
Предварительное выявление коррозионно-опасных зон по протяженности и во времени:
— потенциалы «труба – земля» по всей длине участка МН;
— удельное сопротивление грунта (по проекту)
Анализ показателей предыдущих измерений, проектных решений и эксплуатационной документации
(минус 0,9 В с омической составляющей, минус 0,85 поляризационный), максимальный (минус 3,5 В);
Измерения потенциала «труба – земля» на всех КИП, в точках дренажа на СКЗ
Относительно неполяризующегося медно-сульфатного электрода сравнения (МСЭ) цифровым мультиметром
(минус 0,9 В с омической составляющей, минус 0,85 поляризационный), максимальный (минус 3,5 В);
Снятие показаний тока, напряжения на выходе СКЗ и потенциала в точке дренажа при отключенной и включенной СКЗ
Относительно неполяризующегося медно-сульфатного электрода цифровым мультиметром или ампервольтметром типа ЭВ 2234
Сравнение тока и напряжения — по проекту. Потенциал минимальный
(минус 0,9 В с омической составляющей, минус 0,85 поляризационный), максимальный (минус 3,5 В);
Измерение удельного сопротивления грунта
По четырехэлектродной схеме по ГОСТ 9.602-99 измерителем сопротивления типа Ф-4103
Измерение оси и глубины залегания МН
Трассоискателем с погрешностью ± 0,2 м
Измерение продольных и поперечных градиентов потенциалов по длине МН для определения мест повреждений в изоляции
Измерения потенциала «труба – земля» методом выносного электрода сравнения (для определения плеча защиты УКЗ, и падения потенциалов по длине нефтепровода)
мультиметром типа 890 и штанговым электродом сравнения (или аналогичный)
Мин. (минус 0,9 В с омической составляющей, минус 0,85 поляризационный), макс. (минус 3,5 В);
Непрерывные измерения потенциалов «труба – земля» в зонах блуждающих токов для определения изменения среднего потенциала «труба – земля»
Регистратором автономным долговременным типа РАД-256 (или аналогичный)
Мин. (минус 0,9 В с омической составляющей, минус 0,85 поляризационный), макс.–(минус 3,5 В);
Определение вредного влияния на нефтепровод соседних сооружений
Уменьшение минимального (по абсолютной величине) или увеличение максимально допустимого (по абсолютной величине) защитного потенциала более чем на 0,1 В
мультиметром типа 890 относительно неполяризующегося медно-сульфатного электрода сравнения (МСЭ)
Мин. (минус 0,9 В с омической составляющей, минус 0,85 поляризационный), максимальный – (минус 3,5 В);
Измерения в шурфах, отрытых в коррозионно-опасных местах:
— поляризационного потенциала «труба-земля»;
Мультиметром типа 890 относительно МСЭ.
Измерителем сопротивления типа Ф-4103.
— адгезии изоляционного покрытия;
Адгезиметром типа АР-2М
— удельное сопротивление активности грунта;
Измерителем сопротивления Ф-4103.
— толщины стенки трубы;
Цифровым контакт. толщиномером типа 26 MG.
— скорости коррозии (измерение глубины дефектов)
Инструментом с точностью измерения не менее 0,1 мм.
Анализ электрометрических измерений, выявление причин возникновения коррозионно-опасных мест.
Разработка и выдача рекомендаций по повышению надежности защиты от коррозии МН
Сравнение измеренных параметров с нормативными. Построение графиков и диаграмм потенциалов по всей длине МН
6.9.5 Заключение по результатам обследования должно содержать:
сравнительную оценку фактических показателей защитного потенциала с нормативными;
указание на наличие участков нефтепроводов, требующих ремонта изоляционного покрытия;
вывод о работе всей системы ЭХЗ в целом, предложения о необходимости ремонта средств ЭХЗ;
оценка влияния блуждающих токов и соседних подземных сооружений.
По результатам комплексного обследования составляется отчет с выдачей рекомендаций по обеспечению электрохимической защиты магистральных нефтепроводов.
6.9.7 Все обнаруженные при обследовании дефекты защитного покрытия должны быть точно привязаны к пикету нефтепровода, зафиксированы в эксплуатационной документации.
6.9.8 По результатам проведенных обследований противокоррозионного состояния МН по окончании полевых работ не позднее чем через 2 недели оформляется предварительный отчет, не позднее чем через 1 месяц после окончания полевых работ предоставляется окончательный отчет о выполненном обследовании в .
Ответственность за организацию и проведение работ по комплексному обследованию несет главный инженер НПС (ЛПДС).
Работы выполняет специализированный персонал сторонней организации или обученный персонал лаборатории ЭХЗ РНУ (УМН).
Задание на выполнение оформляется в журнале производства работ.
(Измененная редакция, Изм. № 2)
6.10 Организация ликвидации отказов в работе средств ЭХЗ
6.10.1 Общие положения
Восстановительные работы по ликвидации отказов на средствах ЭХЗ должны проводиться в неплановом порядке. Обслуживающий и оперативный персонал должен быть обучен методам и технологии производства восстановительных работ.
Объем и сроки ликвидации отказов определяются на основе данных:
— о месте повреждения;
— о характере повреждения;
— об объеме повреждения.
Порядок подготовки оборудования, транспортных средств, маршрут скорейшей доставки бригады к месту работ, подготовки материалов для ликвидации отказа должен быть определен в плане ликвидации возможных аварий, разработанных по местным условиям.
В каждом производственном подразделении должны быть составлены местные инструкции по устранению повреждений на конкретных объектах и периодически, не реже 1 раза в квартал, проводиться противоаварийные тренировки.
6.10.2 Порядок прохождения информации об отказах
В случае оборудования установок ЭХЗ средствами контроля по каналам линейной телемеханики, отказ определяется дежурным диспетчером или оператором НПС (по системе линейной телемеханики, далее СДКУ) по изменению нормативных параметров установок:
— отсутствие показаний на дисплее телемеханики;
— понижение или отсутствие потенциала катодной станции;
— отсутствие напряжения на ВЛ 6(10) кВ;
— сигнализация о несанкционированном доступе к оборудованию.
Информация об отказе может быть передана обходчиком трассы или персоналом службы безопасности.
О возникновении отказа дежурный персонал немедленно сообщает начальнику участка ВЛ и ЭХЗ и энергетику НПС (ЛПДС).
6.10.3 Организация работ по ликвидации отказов
При организации работ по ликвидации отказа оперативные переключения выполняются:
персоналом участка ВЛ и ЭХЗ с выездом на трассу
При повреждении ВЛ и электрооборудования на участках, питающихся от сторонних источников 6(10) кВ, руководитель участка ВЛ и ЭХЗ определяет причину, характер и удаленность места повреждения и определяет мероприятия по ликвидации отказа.
Источник