Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты
7.2.1 Техническое обслуживание установок ЭХЗ, не оборудованных автоматизированными системами управления, должно проводиться не реже:
— двух раз в месяц – для катодных;
— четырех раз в месяц – для дренажных;
— одного раза в шесть месяцев – для протекторных.
При наличии автоматизированных систем управления, отвечающих требованиям 5.5.5 периодичность проведения технического обслуживания установок ЭХЗ может устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно.
При техническом обслуживании катодных и дренажных установок ЭХЗ должны выполняться следующие виды работ:
— контроль режимов работы (измерение напряжения, величины тока на выходе преобразователя);
— измерение защитных потенциалов в точках подключения к защищаемому сооружению;
— оценка непрерывности работы;
— осмотр контактных соединений, анодных заземлений, узлов и блоков преобразователей, выявление обрывов кабельных линий;
— проверка наличия и состояния знаков привязки на местности анодного заземления и точек подключения к защищаемым сооружениям, наличие и состояние маркировочных бирок кабельных линий.
На протекторных установках защиты должно выполняться техническое обслуживание с проверкой эффективности их работы.
Результаты технического обслуживания установок ЭХЗ должны оформляться записями в эксплуатационных журналах, составленных по форме, приведенной в приложении К.
7.2.2 Техническое обслуживание электроизолирующих соединений и проверка их диэлектрических свойств должны проводиться со следующей периодичностью:
— неразъемных по диэлектрику – в сроки, установленные требованиями документации изготовителя;
— фланцевых – не реже одного раза в год.
Результаты технического обслуживания электроизолирующих соединений должны быть оформлены документацией по формам, установленным стандартами эксплуатационных организаций.
7.2.3 Проверка эффективности работы установок катодной и дренажной защиты должна проводиться не реже чем два раза в год с интервалом не менее 4 мес.
При проверке эффективности работы катодных и дренажных установок защиты должны выполняться следующие виды работ:
— все работы, предусмотренные при техническом обслуживании;
— измерения защитных потенциалов в опорных точках по трассе защищаемого сооружения;
— контроль распределения тока между защищаемыми сооружениями в блоках совместной защиты.
При техническом обслуживании с проверкой эффективности работы протекторных установок должны выполняться следующие виды работ:
— контроль режима работы (измерение силы тока в цепи протектор–защищаемое сооружение; разность потенциалов между протектором и защищаемым сооружением);
— измерение защитных потенциалов в точке подключения к защищаемому сооружению и в опорных точках по трассе защищаемого сооружения;
— измерение потенциала «протектор-земля»;
— осмотр контактных соединений.
Порядок проведения и объем необходимых измерений при проверке эффективности установок ЭХЗ устанавливаются методикой, утвержденной в установленном порядке.
Результаты проверки эффективности работы установок ЭХЗ должны быть оформлены документацией по формам, установленным методикой проведения работ.
7.2.4 Корректировка режимов работы средств ЭХЗ должна проводиться:
— при изменении рабочих параметров преобразователя;
— при изменении коррозионных условий эксплуатации газопроводов, связанных с прокладкой новых подземных сооружений, изменением конфигурации газовой и рельсовой сети в зоне действия защиты, строительством установок ЭХЗ на смежных коммуникациях.
7.2.5 Дефекты и неисправности, выявленные при техническом обслуживании установок ЭХЗ, должны устраняться при текущем или капитальном ремонте. Классификация работ должна выполняться с учетом требований законодательства и стандартов организаций.
7.2.6 Ремонт установок ЭХЗ должен производиться по результатам проведения технического обслуживания и проверки эффективности их работы.
Срок ремонта вышедшей из строя установки ЭХЗ должен определяться эксплуатационной организацией, исходя из возможности обеспечения защитного потенциала на газопроводе соседними установками (перекрытие зон защиты).
Перекрытие зоны защиты вышедшей из строя установки ЭХЗ должны быть оформлены документами по формам, установленным стандартами организаций.
Внеплановый ремонт установок ЭХЗ должен производиться для устранения причин отказов в процессе их эксплуатации и оформляться соответствующим актом с указанием причины его проведения.
7.2.7 Эксплуатационная организация должна вести учет числа и времени простоев установок ЭХЗ в процессе их эксплуатации. Суммарная продолжительность перерывов в работе установок ЭХЗ не должна превышать 14 сут в течение года.
Для сокращения перерывов в работе установок ЭХЗ в эксплуатационных организациях должен создаваться резервный фонд преобразователей катодной и дренажной защиты в объеме, установленном стандартом организации.
7.2.8 Сведения о проведении текущего ремонта средств ЭХЗ должны оформляться записями в эксплуатационных журналах, о проведении капитального
ремонта – в эксплуатационных паспортах установок ЭХЗ.
7.2.9 На участках подземных газопроводов, не требовавших на стадии их проектирования электрохимической защиты в соответствии с ГОСТ 9.602, должны выполняться следующие работы по проверке коррозионных условий их эксплуатации:
— контроль опасности блуждающих токов с периодичностью не реже одного раза в два года;
— контроль коррозионной агрессивности грунтов с периодичностью не реже одного раза в пять лет.
7.2.10 Контроль состояния переходов газопроводов под автомобильными и железными дорогами с целью определения наличия (отсутствия) контакта «труба–футляр» должен проводиться электрометрическим методом с периодичностью два раза в год.
7.2.11 При эксплуатации средств ЭХЗ должны выполняться работы по техническому обслуживанию и ремонту, установленные [17].
Источник
Законодательная база Российской Федерации
Бесплатная горячая линия юридической помощи
Бесплатная консультация
Навигация
Федеральное законодательство
Действия
- Главная
- «ТЕХНИЧЕСКАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СЕТИ И ГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЗДАНИЙ. РЕЗЕРВУАРНЫЕ И БАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ. ОСТ 153-39.3-051-2003» (утв. Приказом Минэнерго РФ от 27.06.2003 N 259)
| Наименование документ | «ТЕХНИЧЕСКАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СЕТИ И ГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЗДАНИЙ. РЕЗЕРВУАРНЫЕ И БАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ. ОСТ 153-39.3-051-2003» (утв. Приказом Минэнерго РФ от 27.06.2003 N 259) |
| Вид документа | приказ, перечень, стандарт |
| Принявший орган | минэнерго рф |
| Номер документа | ОСТ 153-39.3-051-2003 |
| Дата принятия | 01.01.1970 |
| Дата редакции | 27.06.2003 |
| Дата регистрации в Минюсте | 01.01.1970 |
| Статус | действует |
| Публикация |
|
| Навигатор | Примечания |
6.8. Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты подземных стальных газопроводов от коррозии
6.8.1. Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты подземных газопроводов от коррозии, контроль за эффективностью ЭХЗ и разработка мероприятий по предотвращению коррозионных повреждений газопроводов осуществляются персоналом специализированных структурных подразделений эксплуатационных организаций или специализированными организациями.
6.8.2. Периодичность выполнения работ по техническому обслуживанию, ремонту и проверке эффективности ЭХЗ устанавливается ПБ 12-529. Разрешается совмещать измерения потенциалов при проверке эффективности ЭХЗ с плановыми измерениями электрических потенциалов на газопроводах в зоне действия средств ЭХЗ.
6.8.3. Техническое обслуживание и ремонт изолирующих фланцев и установок ЭХЗ производится по графикам, утверждаемым в установленном порядке техническим руководством организаций — владельцев электрозащитных установок. При эксплуатации средств ЭХЗ ведется учет их отказов в работе и времени простоя.
6.8.4. Техническое обслуживание катодных установок ЭХЗ включает в себя:
— проверку состояния контура защитного заземления (повторного заземления нулевого провода) и питающих линий. Внешним осмотром проверяется надежность видимого контакта проводника заземления с корпусом электрозащитной установки, отсутствие обрыва питающих проводов на опоре воздушной линии и надежность контакта нулевого провода с корпусом электрозащитной установки;
— осмотр состояния всех элементов оборудования катодной защиты с целью установления исправности предохранителей, надежности контактов, отсутствия следов перегревов и подгаров;
— очистку оборудования и контактных устройств от пыли, грязи, снега, проверку наличия и соответствия привязочных знаков, состояния коверов и колодцев контактных устройств;
— измерение напряжения, величины тока на выходе преобразователя, потенциала на защищаемом газопроводе в точке подключения при включенной и отключенной установки электрохимической защиты. В случае несоответствия параметров электрозащитной установки данным пусконаладки следует произвести регулировку ее режима работы;
— внесение соответствующих записей в эксплуатационном журнале.
6.8.5. Техническое обслуживание протекторных установок включает в себя:
— измерение потенциала протектора относительно земли при отключенном протекторе;
— измерение потенциала «газопровод-земля» при включенном и отключенном протекторе;
— величину тока в цепи «протектор — защищаемое сооружение».
6.8.6. Техническое обслуживание изолирующих фланцевых соединений включает в себя работы по очистке фланцев от пыли и грязи, измерении разности потенциалов «газопровод-земля» до и после фланца, падение напряжения на фланце. В зоне влияния блуждающих токов измерение разности потенциалов «газопровод-земля» до и после фланца следует производить синхронно.
6.8.7. Состояние регулируемых и нерегулируемых перемычек проверяют измерением разности потенциалов «сооружение-земля» в местах подключения перемычки (или в ближайших измерительных пунктах на подземных сооружениях), а также измерением величины и направления тока ( на регулируемых и разъемных перемычках).
6.8.8. При проверке эффективности работы установок электрохимической защиты, кроме работ, выполняемых при техническом осмотре, производится измерение потенциалов на защищаемом газопроводе в опорных точках (на границах зоны защиты) и в точках, расположенных по трассе газопровода, через каждые 200 м в населенных пунктах и через каждые 500 м на прямолинейных участках межпоселковых газопроводов.
6.8.9. Текущий ремонт ЭХЗ включает в себя:
— все виды работ по техническому осмотру с проверкой эффективности работы;
— измерение сопротивления изоляции токоведущих частей;
— ремонт выпрямителя и других элементов схемы;
— устранение обрывов дренажных линий. При текущем ремонте оборудования ЭХЗ рекомендуется проводить его полную ревизию в условиях мастерских. На время ревизии оборудования ЭХЗ необходимо обеспечить защиту газопровода установкой оборудования из подменного фонда.
6.8.10. Капитальный ремонт установок ЭХЗ включает в себя работы, связанные с заменой анодных заземлителей, дренажных и питающих линий.
После капитального ремонта основное оборудование электрохимической защиты проверяется в работе под нагрузкой в течение времени, указанного заводом-изготовителем, но не менее 24 ч.
Источник
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