СОГЛАСОВАНО УТВЕРЖДАЮ
Главный инженер Главный инженер
ОАО ЦТД «Диаскан» ОСТ
_______________ ____________
«___» ____________ 2011 г. «___» ____________ 2011 г.
ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ
№ ТЗ-
на проведение комплексного обследования
коррозионного состояния и противокоррозионной защиты
технологических и вспомогательных нефтепроводов
Разработал:
ОСТ _________________/ /
(подпись)
2011 г.
Настоящее техническое задание определяет требования, предъявляемые к проведению комплексного обследования коррозионного состояния и противокоррозионной защиты технологических и вспомогательных нефтепроводов ЛПДС, НПС ОСТ
Заказчик: ОСТ
Генеральный подрядчик: ОАО ЦТД «Диаскан»
Объект проведения диагностического обследования:
Наименование НПС, ЛПДС: ____________________
Наименование объекта: ____________________
Протяженность (км): ____________________
НУ: ____________________
Сроки обследования:
Начало работ: ___________
Окончание работ: ___________
Выдача отчета по диагностике: ___________
1. Цель работы
Определение коррозионного состояния технологических и вспомогательных нефтепроводов и соответствия их противокоррозионной защиты требованиям НТД ОАО «АК «Транснефть» и государственных стандартов. Разработка мероприятий по повышению эффективности защиты и оптимизации работы средств ЭХЗ.
2. Состав работы
2.1 Анализ статистических данных по состоянию противокоррозионной защиты технологических трубопроводов и резервуаров.
2.1.1 Изучение эксплуатационной документации и характеристик коммуникации и резервуаров:
время начала и окончания строительства;
назначение, диаметр, общая длина, марка стали и толщина стенки технологических нефтепроводов и вспомогательных коммуникаций, питьевого и пожарного водопровода и других подземных коммуникаций, подлежащих защите от коррозии;
тип и конструкция изоляционного покрытия;
конструкция, диаметр, марка стали и толщина стенки и днища подземных и наземных резервуаров;
данные о ремонте и замене трубопроводов и резервуаров;
места расположения отводов, отдельно стоящих задвижек и площадок с задвижками.
2.1.2 Изучение данных о защите нефтепроводов от коррозии:
удельное электрическое сопротивление грунта на территории НПС и в местах расположения анодных заземлений;
места расположения и технические характеристики установок ЭХЗ (рабочие и номинальные режимы силы тока, напряжения и мощности), включая конструкцию анодных заземлений;
размещение мест контроля защитного потенциала;
наличие сторонних источников коррозионной опасности;
места расположения контуров защитных заземлений.
2.1.3 Изучение эксплуатационной документации средств ЭХЗ:
режимы работы установок ЭХЗ и перерывы в их работе;
данные о ремонте средств ЭХЗ;
распределение защитного потенциала на защищаемых сооружениях;
наличие действия блуждающих токов.
2.1.4 Выбор точек измерений.
2.1.5 Составление план-схемы коммуникаций и средств ЭХЗ.
3. Проведение предварительных измерений
3.1 Определение коррозионной агрессивности грунта:
измерение удельного электрического сопротивления грунта в каре резервуаров на глубине 0,5 м с шагом 10 метров;
в местах расположения анодных заземлителей на глубине их заложения с шагом 10 метров;
вдоль всех коммуникаций, подлежащих ЭХЗ с шагом 10 м и на всех пересечениях подземных коммуникаций.
3.2 Определение УКЗ линейной части МН, влияющих на защиту коммуникаций НПС.
3.3 Определение интенсивности поля влияния блуждающих токов.
3.4 Определение экранирующего влияния контуров защитных заземлений.
4. Проведение основных измерений
4.1 Измерение естественного и защитного потенциалов (с омической составляющей), а также поляризационного потенциала технологических нефтепроводов с шагом 10 метров.
4.2 Поиск дефектов изоляционного покрытия технологических нефтепроводов при помощи выносного электрода с шагом 5 метров.
4.3 В присутствии представителя НПС провести оценку состояния изоляционного покрытия нефтепроводов, для чего выполнить вскрытие технологических нефтепроводов в местах с наименьшими значениями защитного потенциала и провести визуально-инструментальный контроль состояния изоляционного покрытия с оформлением карточки осмотра. Выполнить фотографирование состояния изоляционного покрытия.
4.4 Определение технического состояния средств ЭХЗ:
произвести внешний осмотр средств ЭХЗ, обратив особое внимание на соответствие их состояния требованиям ПУЭ;
выполнить измерения сопротивлений растеканию анодных заземлителей;
на каждой установке катодной защиты определить диапазон регулирования режимов работы, резервирование и границы защитной зоны. Определить техническое состояние питающих, дренажных и измерительных линий. Оценить техническое состояние анодов и их остаточный ресурс.
определить наличие и состояние контрольно-измерительных пунктов, наличие и состояние стационарных медно-сульфатных электродов сравнения.
5. Камеральная обработка результатов полевых работ
5.1 Указание причин роста коррозии, разработка рекомендаций по их устранению и повышению уровня противокоррозионной защиты технологических и вспомогательных трубопроводов и резервуаров.
5.2 Составление отчета о проведенных работах с заключением о возможной сертификации противокоррозионной защиты и аттестации обследованного объекта НПС.
6. Методическое обеспечение
Электрометрические работы и камеральная обработка их результатов выполняются согласно методическим требованиям ОАО «АК «Транснефть» и государственным стандартам:
ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы магистральные. Общие требования к защите от коррозии;
ГОСТ 9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии;
РД-29.200.00-КТН-100-10 Порядок обследования коррозионного состояния технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС, нефтебаз, морских терминалов и железнодорожных эстакад;
РД-91.020.00-КТН-234-10 Нормы проектирования электрохимической защиты магистральных трубопроводов и сооружений НПС;
РД-23.040.00-КТН-387-07 Методика диагностики технологических нефтепроводов НПС
РД-19.100.00-КТН-192-10 Правила технической диагностики нефтепроводов при приемке после строительства и в процессе эксплуатации
РД-03-606-03 Инструкция по визуальному и измерительному контролю;
7. Требования к отчету
7.1 В двухнедельный срок после окончания обследования должен быть выдан предварительный отчет, который должен содержать наиболее важные результаты обследования:
выявленные участки трубопроводов с низким сопротивлением изоляции;
места расположения дефектов изоляционного покрытия;
участки трубопроводов с неудовлетворительным уровнем защитного потенциала;
перечень дефектных средств противокоррозионной защиты.
7.2 В предварительном отчете должен быть представлен перечень работ, требующих капитальных затрат, для своевременного их включения в план капремонта и техперевооружения следующего года. К таким работам относятся мероприятия по:
сооружению дополнительных средств противокоррозионной защиты;
реконструкции анодных заземлений;
обеспечению защиты на участках с недопустимым уровнем защитного потенциала;
ремонту изоляции технологических нефтепроводов.
7.3 Окончательный отчет должен содержать:
введение, в котором приводятся общие сведения по литологическим условиям залегания нефтепроводов, параметры нефтепроводов и их изоляционном покрытии, средствах электрохимической защиты, распределению удельного электрического сопротивления грунта;
анализ технического состояния системы электрохимической защиты с точки зрения соответствия ГОСТам и действующей нормативно-технической документации по защите подземных трубопроводов от коррозии;
основные результаты АЭД, ВИК, УЗД, ВД, МК, сведения о размерах и плотности выявленных дефектов выноса металла;
сведения о распределении защитных потенциалов (поляризационного естественного и с омической составляющей), данные о расположении участков с неудовлетворительным уровнем защитных потенциалов;
сведения о параметрах изоляционного покрытия, данные о расположении мест с дефектами изоляции;
прогноз изменения параметров изоляционного покрытия и режимов работы установок ЭХЗ во времени;
выводы о коррозионном состоянии нефтепроводов и о соответствии защитных свойств изоляционного покрытия требованиям п. 4 ГОСТ Р 51164-98;
выводы об эффективности ЭХЗ и рекомендации по совершенствованию противокоррозионной защиты нефтепроводов, оптимизации режимов работы установок и сроках ремонта средств ЭХЗ;
рекомендации по совершенствованию комплексной защиты нефтепроводов, а также рекомендации по участкам ремонта изоляционного покрытия технологических трубопроводов;
конкретные мероприятия по приведению противокоррозионной защиты в соответствие с требованиями НТД и обеспечению получения сертификата соответствия качества противокоррозионной защиты государственным стандартам.
7.4 Приложения к отчету включают:
план обследуемого участка и расстановка средств ЭХЗ;
акты осмотра изоляционного покрытия в шурфах и фотографии;
таблицы и графики с результатами измерения влияния блуждающих токов;
таблицы и графики с данными поиска мест повреждения изоляции;
таблицы и графики с результатами измерения защитного и поляризационного потенциалов;
таблицы результатов измерений на установках катодной, дренажной, протекторной защиты;
таблицы и графики с данными суточных измерений режимов работы установок ЭХЗ;
перечень используемых при обследованиях приборов и аппаратуры с указанием метрологических характеристик и сроков поверки.
7.5 Разработка рекомендаций:
7.5.1 Рекомендации по совершенствованию комплексной защиты от коррозии разрабатывают на основании анализа полученных данных о функционировании всех составляющих противокоррозионной защиты.
7.5.2 На основании анализа данных о состоянии изоляционного покрытия должны быть выделены участки и определены сроки ремонта изоляции.
7.5.3 На основании данных о работе средств ЭХЗ должны быть определены мероприятия по совершенствованию системы ЭХЗ. В мероприятиях должны быть определены рекомендуемые сроки выполнения мероприятий.
7.5.4 На основании анализа данных о коррозионной ситуации должны быть определены сроки проведения следующего диагностического обследования коррозионного состояния.
7.6 Отчеты выполняются в четырех печатных экземплярах и четырех на электронном носителе CD-ROM (в т.ч. сканированном виде). Электрометрические измерения должны быть представлены в табличном виде в формате Microsoft Excel. Рисунки выполняются в Microsoft Word.
|
