-
СОГЛАСОВАНО
Генеральный директор
ООО «НИИ ТНН»
________________ И.О. Фамилия
«___» ____________ 20__ г.
|
УТВЕРЖДАЮ
Главный инженер
ОСТ
_____________ И.О. Фамилия
«___» ____________ 20__ г.
|
ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ №____
на проведение обследования коррозионного состояния и состояния средств противокоррозионной защиты технологических и
вспомогательных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и
резервуаров НПС и нефтебаз
Разработал ________________ И.О. Фамилия
(подпись)
Главный энергетик ОСТ ________________ И.О. Фамилия
(подпись)
20___ г.
Настоящее техническое задание устанавливает требования к работе по проведению обследования коррозионного состояния и состояния средств противокоррозионной защиты технологических и вспомогательных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и резервуаров НПС и нефтебаз объектов ОАО «АК «Транснефть».
Заказчик: ОСТ
Генеральный подрядчик: ООО «НИИ ТНН».
Объект проведения обследования коррозионного состояния
НПС: _______________
РНУ (УМН): ____________
Год ввода в эксплуатацию: ____________ г.
Сроки обследования
Начало работ: «____» ________ 20____г.
Окончание работ: «____» ________ 20____г.
Выдача отчета по диагностике: «____» ________ 20____г.
Цель проведения работ
Целью настоящей работы является:
определение коррозионного состояния и состояния средств ПКЗ технологических и вспомогательных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и резервуаров НПС и нефтебаз (далее – объектов) (АКП и средств ЭХЗ);
оценка коррозионной опасности окружающих условий объектов;
разработка рекомендаций по повышению уровня ПКЗ и устранению причин возникновения и роста коррозионных повреждений;
подготовка материалов для оценки технического состояния и проведения аттестации объектов.
Требования к подрядной организации
Независимые специализированные организации, допускаемые к работам по диагностированию, должны соответствовать РД-03.120.10-КТН-055-11 и иметь:
свидетельство об аттестации лаборатории неразрушающего контроля на проведение следующих видов (методов) контроля на подземных сооружениях:
ВИК;
УТ;
электрический контроль: ЭХЗ, контроль изоляции;
разрешение на право проведения работ на объектах ОАО «АК «Транснефть», выданное ООО «НИИ ТНН»;
средства измерений, используемые при проведении работ, которые должны быть утвержденного типа и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений, иметь действующие отметки о поверке в соответствии с ПР 50.2.006-94;
организационно-методические документы, определяющие порядок проведения работ.
Требования к персоналу
Требования к персоналу независимой специализированной организации, допускаемой к работам по диагностированию (проведение электрометрических измерений):
а) специалист неразрушающего контроля по методу УК или УТ уровня II (перечень объектов контроля согласно ПБ 03-440-02) – не менее одного на бригаду;
б) специалист неразрушающего контроля по электрометрическому методу уровня II (ЭХЗ трубопроводов, контроль изоляции, перечень объектов контроля согласно
ПБ 03-440-02) – не менее одного на бригаду;
в) специалист неразрушающего контроля по ВИК уровня II (перечень объектов контроля согласно ПБ 03-440-02) – не менее одного на бригаду;
г) группа по электрической безопасности III по ПТЭЭП до 1000 В у членов бригады, руководитель работ группа по электрической безопасности IV до 1000 В.
Требования к производству работ
А.6.1 Подготовительные мероприятия по обследованию коррозионного состояния и состояния средств ПКЗ технологических и вспомогательных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и резервуаров НПС и нефтебаз осуществляются в соответствии с настоящим документом.
Работы по обследованию коррозионного состояния и состояния средств ПКЗ выполняются в соответствии с требованиями следующих документов:
ПОТ Р М-016-2001 (РД 153-34.0-03.150-00) «Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок»;
РД-13.220.00-КТН-575-06 «Правила пожарной безопасности на объектах МН ОАО «АК «Транснефть» и дочерних акционерных обществ»;
ОР-03.100.30-КТН-150-11 «Порядок организации огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности на взрывопожароопасных и пожароопасных объектах организаций системы «Транснефть» и оформления нарядов-допусков на их подготовку и проведение»;
РД-03.120.10-КТН-155-11 «Требования к подрядным организациям в системе ОАО «АК «Транснефть».
А.6.2 Подрядная организация, проводящая коррозионное обследование, несет ответственность за достоверность информации и выводов, полученных в результате обследования.
А.6.3 Руководители служб ОСТ несут ответственность за достоверность предоставляемых подрядной организации сведений об обследуемом объекте, условиях эксплуатации, проведенных ремонтах, имеющихся отказах, времени наработки до отказа, видах и причинах отказов и за обеспечение выполнения шурфовочных работ.
Состав работ по коррозионному обследованию
А.7.1 Анализ статистических данных по состоянию ПКЗ технологических и вспомогательных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и резервуаров с составлением базы данных на основании следующей исходной информации:
время начала и окончания строительства;
назначение, диаметр, общая длина, марка стали и толщина стенки технологических и вспомогательных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, питьевого и пожарного водопровода и других подземных коммуникаций, подлежащих защите от коррозии;
тип и конструкция АКП;
конструкция, диаметр, марка стали и толщина стенки и днища подземных и наземных резервуаров;
данные о ремонте и замене нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и резервуаров;
места расположения отводов, отдельно стоящих задвижек и площадок с задвижками;
удельное электрическое сопротивление грунта на территории НПС и нефтебаз 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;
режимы работы установок ЭХЗ и перерывы в их работе;
данные о ремонте средств ЭХЗ;
распределение защитного потенциала на защищаемых сооружениях;
наличие действия блуждающих токов.
А.7.2 Изучение документации (включая рабочие журналы УКЗ и ЭХЗ) и составление базы данных, в которой отражается следующая информация:
состояние АКП:
по результатам предыдущего контроля или комплексного коррозионного обследования (с указанием мест повреждения и относительных размеров дефектов АКП);
по данным ВИК в шурфах;
по данным о местах, сроках и объемах ремонта (замены) АКП трубопровода;
состояние системы ЭХЗ:
месторасположение УКЗ и их АЗ, УПЗ;
месторасположение точек подключения и источник энергоснабжения защитных установок ЭХЗ всех видов;
номинальные характеристики (напряжение, ток, мощность) установок ЭХЗ;
дата включения (замены) УКЗ;
конструкция АЗ;
геометрические размеры и размещение электродов АЗ;
сопротивление АЗ;
протяженность, материал, сечение и сопротивление проводных и кабельных линий УКЗ;
определение месторасположения, тип КИП;
данные о ремонтах и/или реконструкции защитных установок ЭХЗ;
уровень защиты технологических, вспомогательных трубопроводов и резервуаров от подземной коррозии:
распределение защитных потенциалов (поляризационных потенциалов и разности потенциалов «труба – земля») за последние 3-5 лет;
рабочие режимы (напряжение, ток) установок ЭХЗ;
продолжительность штатных и нештатных перерывов в работе установок ЭХЗ.
А.7.3 Выбор точек измерений.
А.7.4 Составление план-схемы коммуникаций и средств ЭХЗ.
Проведение электрометрических измерений
А.8.1 Определение коррозионной агрессивности грунта, выполняется в следующей последовательности:
- измерение удельного электрического сопротивления грунта в каре резервуаров на глубине 0,5 м с шагом 10 м;
измерение удельного электрического сопротивления грунта в местах расположения АЗ на глубине их заложения с шагом 10 м;
измерение удельного электрического сопротивления грунта на территории в центре квадратов со стороной, равной 20 м (количество квадратов определяется из общей площади территории).
А.8.2 Определение наличия постоянных блуждающих токов и определение мест с максимальной коррозионной опасностью.
А.8.3 Определение наличия или отсутствия опасности коррозии под воздействием переменных токов.
А.8.4 Определение опасности микробиологической коррозии экспресс-методом контроля на наличие в грунте сульфидов и бикарбонатов.
А.8.5 Определение УКЗ линейной части нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, влияющих на защиту коммуникаций НПС.
А.8.6 Определение экранирующего влияния контуров защитных заземлений.
А.8.7 Измерение естественного и защитного потенциалов «труба – земля» на всех КИП и на всех доступных местах подключения к трубопроводу и установки МСЭ (задвижки, выход трубопровода на поверхность земли с открытой поверхностью металла и т.д.).
А.8.8 Измерение поляризационного потенциала на всех КИП, а также измерение защитного потенциала в местах выявленных повреждений АКП.
А.8.9 Поиск дефектов АКП технологических нефтепроводов, нефтепродуктопроводов при помощи выносного электрода с шагом 5 м.
А.8.10 В присутствии представителя НПС провести оценку состояния АКП нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, для чего выполнить вскрытие технологических нефтепроводов, нефтепродуктопроводов в местах с наименьшими значениями защитного потенциала и провести ВИК состояния АКП с оформлением акта шурфовки. Выполнить фотографирование состояния АКП и трубы в шурфах. Фотография шурфа должна содержать:
изображение шурфа, включая поверхность земли;
изображение дефекта с приложением масштабной линейки;
изображение процесса измерения адгезии АКП.
На каждой фотографии должна быть установлена дата и время съёмки. GPS/Глонасс координаты шурфа заносятся в акт обследования состояния участка трубопровода в шурфе.
А.8.11 Определение технического состояния средств ЭХЗ, для чего необходимо:
произвести внешний осмотр средств ЭХЗ, на соответствие их состояния требованиям ПУЭ;
измерить рабочие режимы защитных установок (напряжение, ток) и оценить степени их резервирования и запаса мощности;
измерить сопротивления растекания анодных заземлителей;
определить на каждой УКЗ 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 КИП, наличие и состояние стационарных МСЭ;
проверить собственные потенциалы стационарных электродов сравнения на КИП;
проверить замеры сопротивления БПИ;
определить целостность основных и резервных протяженных АЗ (при наличии).
Методическое обеспечение
Электрометрические работы и камеральная обработка их результатов выполняются в соответствии с требованиями следующих документов:
ГОСТ Р 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии»;
РД-03-606-03 «Инструкция по визуальному и измерительному контролю»;
РД-19.100.00-КТН-192-10 «Правила технической диагностики нефтепроводов при приемке после строительства и в процессе эксплуатации»;
РД-29.035.00-КТН-080-10 «Инструкция по контролю состояния изоляции магистральных нефтепроводов методом катодной поляризации»;
РД-33.040.99-КТН-210-10 «Положение по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту вдольтрассовых линий электропередачи и средств электрохимической защиты линейной части магистральных нефтепроводов»;
РД-91.020.00-КТН-234-10 «Нормы проектирования электрохимической защиты магистральных трубопроводов и сооружений НПС»;
РД-91.200.00-КТН-102-10 «Инструкция по определению сплошности изоляции трубопроводов методом катодной поляризации на многолетнемерзлых и скальных грунтах»;
Дополнение к ВСН 009-88 «Электрохимическая защита кожухов на переходах трубопроводов под автомобильными и железными дорогами».
Требования к техническому отчету
Предварительный и окончательный отчеты выполняются в соответствии с приложением Б и настоящим типовым техническим заданием.
Предварительный и окончательный отчет должны содержать следующие элементы:
титульный лист;
список исполнителей;
содержание;
нормативные ссылки;
термины и определения;
обозначения и сокращения;
введение;
основная часть;
заключение;
приложения.
Отчет должен быть представлен в сброшюрованном виде на бумажном носителе в четырёх учтенных экземплярах и электронном носителе (CD-ROM, статус «для чтения»). При наличии в отчете более 250-300 листов, он разбивается на несколько томов. Копии исходных данных формируются отдельным томом. В электронном виде отчет и протоколы измерений должны быть представлены в форматах PDF и XLS. Формы по автоматизированному учету коррозионного состояния должны быть в виде таблиц, выполненных в Microsoft Excel (заполнение производится таким образом, чтобы все ячейки имели одинаковый размер, т.е. объединение ячеек не допускается). Титульный лист и листы, содержащие печати и оригинальные подписи на электронном носителе, должны быть отсканированы и представлены в формате PDF. Также в электронном виде должны быть представлены отчетные материалы (фотографии), содержащие изображение заводских табличек и маркировки на корпусе оборудования с указанием года изготовления, заводского и/или технологического номера изделия и других знаков маркировки средств ПКЗ.
Требования к предварительному отчету
Основная часть предварительного отчета содержит наиболее важные результаты обследования:
выявленные участки объектов НПС и нефтебаз с сопротивлением АКП ниже нормативной величины;
места расположения дефектов АКП;
участки объектов НПС и нефтебаз с неудовлетворительным уровнем защитного потенциала;
перечень неисправных средств ЭХЗ, изолирующих вставок, КИП.
В отчете должен быть представлен перечень и объемы работ, требующих капитальных затрат, для своевременного их включения в план капитального ремонта и технического перевооружения следующего года. К таким работам относятся:
сооружение дополнительных средств ЭХЗ (установки катодной, дренажной, протекторной защиты);
реконструкция анодных и защитных заземлений;
установка новых КИП или реконструкция существующих;
ремонт АКП трубопроводов.
По окончании всех полевых работ, не позднее чем через 10 дней, оформляется предварительный отчет по результатам обследования и представляется в ОСТ и в ООО «НИИ ТНН».
Требования к техническому (окончательному) отчету
Окончательный отчет должен содержать:
введение в котором приводятся общие сведения по литологическим условиям залегания нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, параметрам нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и их АКП, средствах ЭХЗ, распределению удельного электрического сопротивления грунта;
основную часть. Основная часть отчета выполняется в виде форм, где сопоставляются данные, представленные ОСТ, с результатами фактических измерений. По каждой из представленных форм должны быть представлены выводы: по соответствию представленных данных и результатов фактических измерений; по соответствию результатов фактических измерений требованиям НД, в том числе:
общие сведения о технологических и вспомогательных нефтепроводах, нефтепродуктопроводах;
тип и конструкция АКП технологических и вспомогательных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов;
сведения о замене участков технологических и вспомогательных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов;
основные характеристики резервуаров;
основные электрические характеристики нефтепроводов, нефтепродуктопроводов;
расположение и характеристики УКЗ;
перерывы в работе средств ЭХЗ и данные о ремонте СКЗ по данным эксплуатирующей организации;
расположение и характеристики КИП, КДП, соединительных и концевых КИП;
результаты обследования технического состояния КИП;
результаты обследования технического состояния КДП;
результаты обследования технического состояния соединительных и концевых КИП;
расположение и характеристики ПГА;
места расположения и техническое состояние блоков совместной защиты;
результаты суточных замеров на СКЗ;
удельное электрическое сопротивление грунта;
график распределения удельного сопротивления грунта;
физико-химические свойства грунта в шурфах;
участки, подверженные микробиологическому коррозионному влиянию;
определение вредного влияния переменного тока;
замер векторов блуждающих токов;
графики измерений интенсивности блуждающих токов;
результаты измерений потенциалов вдоль трубопроводов;
графики распределения значений разности потенциалов;
сведения о распределении защитных потенциалов на коммуникациях НПС;
оценка экранирующего влияния контуров защитных заземлений;
распределение защитных потенциалов на резервуарах;
результаты внешнего осмотра АКП трубопроводов;
фотографии осмотра шурфов, содержащие:
изображение шурфа, включая поверхность земли;
изображение дефекта с приложением масштабной линейки;
изображение процесса измерения адгезии АКП;
дату и время выполнения съёмки;
графики распределения показаний искателя повреждений АКП вдоль оси подземных технологических трубопроводов;
ведомость выявленных дефектов АКП;
прогноз изменения параметров АКП;
прогноз изменения режимов работы установок ЭХЗ;
выводы и рекомендации по результатам анализа исходных данных и проведенного обследования;
выводы и рекомендации, включающие:
оценку коррозионного состояния НПС и нефтебаз;
оценку эффективности ЭХЗ, рекомендации по ее совершенствованию, предложения по режимам работы СКЗ и срокам ремонта средств ЭХЗ;
рекомендации по совершенствованию комплексной защиты нефтепроводов, нефтепродуктопроводов;
конкретные мероприятия по приведению средств ПКЗ в соответствие с требованиями НД. К таким мероприятиям относятся:
сооружение дополнительных средств ЭХЗ;
реконструкции анодных и защитных заземлений;
установка новых КИП, КДП или реконструкция существующих;
ремонт АКП;
приложения к отчету:
план-схема подземных трубопроводов площадки с указанием номеров запорной арматуры, УКЗ, КИП, АЗ, точек дренажа СКЗ;
план-схема размещения контуров защитного заземления площадки;
графики суточных замеров на СКЗ;
результаты обследования технического состояния УКЗ;
протоколы выполняемых электрометрических измерений1);
перечень используемых при обследовании приборов и аппаратуры с указанием метрологических характеристик и сроков поверки;
свидетельства о поверке приборов и оборудования;
лицензии, свидетельства об аккредитации, свидетельства об аттестации лаборатории неразрушающего контроля;
техническое задание;
копии квалификационных удостоверений сотрудников;
исходные данные, представляемые ОСТ.
Технический (окончательный) отчет представляется в ООО «НИИ ТНН» в течение 20 дней после окончания работ. ООО «НИИ ТНН» в течение 15 дней с момента получения технического отчета проводит экспертизу и направляет технических отчет в ОСТ.
|
