Меню Рубрики

Установка кип в точке дренажа

Контрольно-измерительные пункты (КИП)

Контрольно-измерительные пункты устанавливают для контроля параметров ЭХЗ. КИП должны отвечать следующим требованиям:

— подключение к газопроводу осуществляют двужильным кабелем в двух разных точках, при этом каждая из жил должна иметь отдельную точку подключения к газопроводу;

-каждая жила кабеля должна иметь маркировку и отдельную клемму на клеммном щитке КИП;

— кабель для КИП должен быть гибким, иметь медные токоведущие жилы и двойную изоляцию.

КИП устанавливают над осью магистрального газопровода со смешением от нее не далее 0,2 м от точки подключения к магистральному газопроводу контрольного провода. В случае расположения магистрального газопровода на участке, где эксплуатация КИП затруднена (пашня, болото и др.), последние могут быть установлены в ближайших удобных для эксплуатации местах, но не далее 50 м от точки подключения контрольного провода к магистральному газопроводу.

Для всех КИП должна быть обеспечена возможность контакта неполяризующегося электрода сравнения с грунтом в зафиксированной на поверхности земли точке измерений над осью трубы.

КИП для контроля потенциала магистрального газопровода устанавливают вдоль его трассы через 0,5-1,0 км. При этом КИП должен быть оснащен двумя контрольными кабелями: первый кабель — основной, второй — дублирующий. Сечение контрольного кабеля (по меди) должно быть (2×4) мм 2 .

КИП для контроля поляризационного потенциала должен иметь контрольный щиток с клеммами, к которым подключают катодный вывод от магистрального газопровода и кабели от стационарного долгодействующего устройства, измеряющего потенциал. На щитке должно быть предусмотрено коммутирующее устройство, размыкающее цепь магистральный газопровод — вспомогательный электрод.

КИП для контроля работы протекторов, анодных заземлений и электрических перемычек должен иметь не менее двух клемм, к которым подключают объекты измерения и шунт необходимого номинала для измерения силы тока.

КИП на магистральном газопроводе следует устанавливать:

— на каждом километре в обычных условиях и не реже чем через 500 м при пересечении магистрального газопровода зоны повышенной коррозионной опасности;

— в местах изменения направления (углов поворота) магистрального газопровода;

— у водных и транспортных переходов (с обеих сторон);

— у пересечения магистрального газопровода с другими трубопроводами, не далее 10 м от пересечения;

— в местах максимального сближения магистрального газопровода с анодным заземлением;

— в пунктах подключения дренажного кабеля к трубопроводу;

— на концах заданных зон защиты.

При многониточной системе газопроводов КИП следует устанавливать на каждом магистральном газопроводе по одной линии, перпендикулярной оси магистрального газопровода.

На подземных сооружениях промплощадок (КС, ГРС, ГИС и др.) КИП необходимо оснащать устройствами для измерения поляризационных потенциалов и устанавливать:

— на коммуникациях длиной более 50 м – посередине или с интервалом не более 50 м;

— на расстоянии не менее трех диаметров трубопровода от точек дренажа установок электрохимической защиты;

— в начале, середине, конце входных и выходных коллекторов ПУ, АВО и КЦ;

— в местах пересечения коммуникаций;

— в местах изменения направления при длине участка коммуникации более 50 м;

— в местах сближения коммуникаций с сосредоточенными анодными заземлениями;

— не менее чем в четырех диаметрально противоположных точках по периметру внешней поверхности резервуара.

Во всех точках измерения потенциалов должна быть обеспечена возможность контакта неполяризующегося электрода сравнения с грунтом над осью газопровода в постоянно зафиксированной на поверхности земли точке измерений.

Коррозионный мониторинг

Система коррозионного мониторинга состоит из датчиков контроля электрохимической защиты и датчиков (индикаторов) коррозии, наводороживания и других параметров, смонтированных в контрольно-диагностический пункт (КДП), и устройств по преобразованию и передачи показаний этих датчиков на диспетчерский пункт.

КДП следует устанавливать на коррозионно-опасных участках магистрального газопровода, на пересечениях с электрифицированными железными дорогами и автострадами.

Оснащенность КДП и места их установки определяют в соответствии с «Руководством по эксплуатации систем коррозионного мониторинга магистральных газопроводов» по требованию и/или согласованию с заказчиком.

КДП должен иметь щиток с клеммами, для подключения двух контрольных проводов от магистрального газопровода для измерения тока в трубе, и датчиков коррозионного мониторинга.

В состав КДП могут включаться следующие датчики, монтируемые на различных глубинах, соответствующих верхней, средней и нижней образующих газопровода:

— стационарные электроды сравнения;

— устройства для измерения поляризационного потенциала;

— вспомогательные электроды — имитаторы дефекта изоляции;

— датчики (индикаторы) коррозии для определения скорости коррозии, подключенные и не подключенные к трубе;

— датчики (индикаторы) внедрения водорода;

— другие датчики, контролирующие коррозионные процессы на газопроводе.

КДП должен быть совмещен с маркером расстояния, предназначенным для привязки данных внутритрубной дефектоскопии. По требованиям заказчика данные датчиков КДП могут заводиться в систему дистанционного контроля и передаваться на диспетчерский пункт.

Последнее изменение этой страницы: 2017-02-09; Нарушение авторского права страницы

источник

Установка кип в точке дренажа

Подготовительные и предшествующие работы.

Выполнению работ по монтажу КИП предшествует комплекс организационно-технических мероприятий, основных и подготовительных работ.

– трубопровод уложен, заизолирован и засыпан;

– точки установки КИП вынесены на ось трубопровода и закреплены на местности вешками;

– кабели присоединены к трубопроводу;

– свободные концы кабелей от трубопровода, электрода сравнения и датчика электрохимического потенциала, кожуха на переходах через естественные и искусственные препятствия, с соответствующими инвентарными табличками (бирками) закреплены на шесте в месте установки КИП;

– назначены ответственные лица за качественное и безопасное проведение работ;

– получены необходимые разрешения для производства работ и члены бригады ознакомлены с применяемой технологией;

– проведен инструктаж членов бригады по технике безопасности и производственной санитарии;

– на строительную площадку доставлены необходимые материалы, строительные механизмы, инструменты и приспособления.

Установка КИП.

На месте установки КИП вручную отрывается необходимых размеров котлован. Допускается разработка котлована механизированным способом с доработкой вручную.

Выводы кабелей, ранее закрепленные на шесте в месте установки КИП, протягивают внутри стойки КИП с помощью стальной проволоки диаметром 3-5 мм. Все кабельные выводы должны иметь достаточную слабину, позволяющую предотвратить обрывы в процессе установки стойки и обратной засыпки приямка.

На спланированное и утрамбованное основание приямка устраивают подушку из песка, затем на песчаную подготовку устанавливают железобетонную подушку.

Железобетонную подушку под основание КИП выполнить по типовой серии МГНП 01-99 (лист ЭЗК 20.01.00СБ) При изготовлении железобетонной подушки предусмотреть монтажные петли. До установки КИП на его подземную часть предусмотреть дополнительную защиту праймированием поверхности или нанесением защитной пленки.

Корпус КИП приварить электросваркой к монтажным петлям железобетонной подушки. Контрольно-измерительный пункт устанавливают над местом приварки измерительного кабеля со смещением от оси трубопровода не более 0,2 м. Вертикальность установки КИП проверить визуально.

Монтаж ЭНЕС, БПИ.

Электрод сравнения ЭНЕС устанавливается на уровне нижней образующей трубопровода. Блок пластин индикаторов скорости коррозии БПИ крепится на поверхности трубопровода с помощью хомута. В процессе монтажа общий вывод от БПИ перемкнуть с одним из выводов от трубопровода.

Подключение кабельных выводов к клеммной плате КИП.

На клеммной плате КИП в соответствии с электрической схемой подключения, представленной на рабочем чертеже, болтами закрепляют разделанные концы кабельных выводов. Номера и условные обозначения на инвентарных табличках кабельных выводов должны соответствовать номерам и условным обозначениям на клеммной плате. При закреплении кабельных выводов необходимо сохранить на них бирки и предусмотреть запас по длине на случай ремонта или перемонтажа.

Заключительные работы.

Клеммную плату закрывают крышкой, закрепляемой болтами.

Выполняют окраску КИП и устанавливают опознавательный щит-указатель.

Контрольно – измерительный пункт на трубопроводе

Контрольно – измерительный пункт (КИП) по трассе трубопровода устанавливается на пересечениях автодорог с обеих сторон, в точках дренажа, на электроизолирующих вставках, а на остальных участках через 1 км. На водных преградах устанавливаются специальные КИП с обеих сторон перехода.

Присоединения кабеля катодной защиты к трубопроводу выполняется термитной сваркой с использованием медного термита. Концы приваренных кабелей изолируются с применением термоусаживающей трубкой, с перекрытием изоляции кабелей не менее 50 мм.

Контрольно – измерительный пункт устанавливается над местом приварки измерительного кабеля со смещением от оси трубопровода не более 2 м.

Неполяризующийся электрод сравнивания устанавливается ниже зоны промерзания грунтов.

Читайте также:  Установка магнитолы хонда джаз

Все выводы, монтируемые на клеммной плате КИП, имеют маркировку. Бирки крепятся к каждой клемме платы, и на них гравировкой наносится следующая информация:

Т – выводы от нефтепровода,

Э – вывод от электрода сравнения,

Д – вывод от датчика потенциала,

Клеммы от трубопровода и датчика потенциала на панели КИП замыкаются перемычкой. На период измерения перемычка снимается.

источник

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает требования к проектированию и расчету электрохимической защиты газопроводов и продуктопроводов, подземных металлических сооружений компрессорных станций, газораспределительных станций, промысловых объектов добычи газа и других сооружений, выполненных из низколегированных углеродистых сталей, от подземной (грунтовой) коррозии.

1.2 Настоящий стандарт обязателен для применения при проектировании, строительстве и выполнении пусконаладочных работ систем электрохимической защиты подземных стальных сооружений ОАО «Газпром» от коррозии.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

СТО Газпром 2-6.2-149-2007 Категорийность электроприемников промышленных объектов ОАО «Газпром»

ВСН 39-1.8-008-2002 Указания по проектированию вставок электроизолирующих на магистральных и промысловых трубопроводах

СТО Газпром НТП 1.8-001-2004 Нормы технологического проектирования объектов газодобывающих предприятий и станций подземного хранения газа

СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссыпка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины и определения в соответствии с СТО Газпром «Электрохимическая защита от коррозии. Основные требования» (проект).

4 Обозначения и сокращения

В настоящем стандарте использованы следующие обозначения и сокращения:

АВО — агрегат воздушного охлаждения;

АРМ — автоматизированное рабочее место;

ВКО — высокая коррозионная опасность;

ВЛ — воздушная линия электропередачи;

ВЭИ — вставка электроизолирующая;

ГАЗ — глубинное анодное заземление;

ГИС — газоизмерительная станция;

ГРС — газораспределительная станция;

ДКС — дожимная компрессорная станция;

КИП — контрольно-измерительный пункт;

КС — компрессорная станция;

КТП — комплектно-трансформаторная подстанция;

ЛЭП — линия электропередачи;

МСЭ — медносульфатный электрод сравнения;

НД — нормативная документация;

ПКО — повышенная коррозионная опасность;

ПУЭ — правила устройства электроустановок;

ПХГ — подземное хранение газа;

ПЭБ — производственно-эксплуатационный блок;

СНиП — строительные нормы и правила;

ЭХЗ — электрохимическая защита;

УДЗ — установка дренажной защиты;

УКЗ — установка катодной защиты;

УКПГ — установка комплексной подготовки газа;

УПЗ — установка протекторной защиты;

УПР — унифицированные проектные решения.

5 Требования к проектной документации

5.1 Проектирование системы ЭХЗ строящихся и реконструируемых подземных сооружений должно основываться на данных изысканий, которые должны включать следующие работы:

— измерение удельного электрического сопротивления грунта на линейной части трубопровода — по всей трассе с шагом 100 м на проектной глубине укладки трубы;

— измерение удельного электрического сопротивления грунта для промышленных площадок — в центре квадратов со стороной, равной 10 м , количество квадратов определяется из общей площади площадки;

— определение наличия параметров блуждающих токов и установление их источников;

— оценку возможного влияния высоковольтных линий электропередачи переменного тока;

— определение глубины промерзания грунта на участках размещения средств ЭХЗ;

— выбор мест размещения средств ЭХЗ;

— выбор источников электроснабжения средств ЭХЗ в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-3.5-051;

— съемку на местности площадок для размещения элементов системы ЭХЗ;

— вертикальное электрическое зондирование на площадках размещения глубинных анодных заземлений;

— сбор сведений о коррозии и параметрах ЭХЗ соседних и/или пересекающих проектируемое сооружение подземных коммуникаций.

5.2 Проектная документация (проект) [1] на электрохимическую защиту всех сооружений выделяется в отдельный раздел и включает следующие стадии со следующим содержанием:

5.2.1 Стадия « Проектная документация»:

— планы трасс проектируемых трубопроводов или план проектируемых подземных коммуникаций промышленной площадки с размещением устройств ЭХЗ и источников блуждающих токов;

— принципиальные установочные схемы устройств, принятых для электрохимической защиты от коррозии, и источники электроснабжения средств ЭХЗ;

— пояснительная записка с указанием конструкции и материалов изоляционного покрытия трубопровода, типа и количества средств ЭХЗ, ведомость потребности в основном оборудовании.

5.2.2 Стадия «Рабочая документация»:

— план трассы проектируемых трубопроводов с нанесенными линейными сооружениями (трубопроводами, кабелями, линиями электропередачи и др.), с проектируемыми и существующими устройствами ЭХЗ;

— планы размещения проектируемых устройств ЭХЗ с привязкой мест расположения УКЗ, УДЗ, протекторов, анодных заземлений, соединительных дренажных линий и линий электроснабжения;

— места подключения дренажных кабелей к подземным трубопроводам и источникам блуждающих токов, которые необходимо привязать к постоянным ориентирам и к пикетам;

— сводный план инженерных сетей подземных коммуникаций промышленных площадок КС, ДКС, ГРС и других объектов с размещением проектируемых устройств ЭХЗ;

— ведомость размещения контрольно-измерительных пунктов;

— принципиальные монтажные схемы средств ЭХЗ;

— ведомость участков, схемы подключения и ток поляризации для участков магистральных трубопроводов при контроле изоляции методом катодной поляризации;

— спецификация оборудования и ведомость материалов.

5.3 Пояснительная записка должна содержать:

— основание для разработки проекта;

— характеристику защищаемых сооружений;

— сведения об источниках блуждающих токов; при необходимости должна включать согласование со службами эксплуатации источников блуждающих токов (железной дороги и др.) на подключение средств дренажной защиты;

— оценку коррозионной ситуации;

— обоснование принятых проектных решений;

— обоснование выбора установок ЭХЗ (при отсутствии соответствующих указаний в технических условиях);

— количество и параметры средств ЭХЗ.

6 Требования к выбору средств ЭХЗ

6.1 Общие требования

6.1.1 Средства электрохимической защиты подземных сооружений от коррозии должны быть определены в отдельном разделе проектной документации, которая разрабатывается одновременно с проектом нового (или реконструируемого) сооружения. Применяемые изделия и материалы должны быть разрешены к применению на объектах ОАО «Газпром».

6.1.2 Проектирование электрохимической защиты следует осуществлять с учетом требований СТО Газпром НТП 1.8-001. Основные технические решения рекомендуется формировать на основе Унифицированных проектных решений (УПР) [2], [3].

6.1.3 Проектируемые средства электрохимической защиты должны обеспечить необходимую степень защиты (катодной поляризации) сооружений с учетом их конфигурации и коррозионной ситуации на участке, в том числе состояния изоляционного покрытия, коррозионной агрессивности грунтов, влияния блуждающих токов.

6.1.4 Электрохимическую защиту сооружений следует проектировать с определением на начальный и конечный периоды эксплуатации следующих параметров:

— для установок катодной защиты — силы защитного тока и напряжения на выходе УКЗ;

— для установок протекторной защиты — силы защитного тока;

— для установок дренажной защиты — силы тока дренажа.

6.1.5 Систему электрохимической защиты подземных сооружений следует проектировать с учетом действующей электрохимической защиты эксплуатируемых сооружений и их перспективного строительства.

Прокладка кабельных линий системы ЭХЗ должна осуществляться в соответствии с требованиями Правил [4].

6.1.6 Ввод в эксплуатацию средств ЭХЗ для магистральных газопроводов, предусмотренных проектом, должен осуществляться в сроки, регламентируемые СТО Газпром 2-3.5-051, для других объектов, указанных в разделе 1, должны быть предусмотрены такие же сроки ввода в эксплуатацию.

6.1.7 При проектировании электрохимической защиты подземных сооружений в зоне действия электрохимической защиты эксплуатируемых сооружений необходимо учитывать данные от эксплуатирующих организаций о параметрах действующих установок электрохимической защиты и о режимах их работы.

6.1.8 С целью обеспечения эффективной электрохимической защиты подземных сооружений и снижения негативного влияния на соседние сооружения в проекте следует предусматривать использование электроизолирующих вставок в соответствии с действующими НД.

6.1.9 При наличии опасного влияния на подземное сооружение высоковольтных ВЛ следует предусматривать мероприятия по его ограничению в соответствии с действующими НД.

6.1.10 Предельно допустимая величина индуцированного напряжения на участках влияния высоковольтных ВЛ — 60 В.

6.1.11 Все кабельные подключения к объекту защиты и AЗ должны осуществляться через контрольно-измерительные пункты (КИП).

6.1.12 В проекте электрохимической защиты газопровода должен быть предусмотрен дистанционный контроль УКЗ и УДЗ.

Читайте также:  Установка генератора приора 115 ампер

При проектировании дистанционного контроля следует предусматривать вывод контролируемых параметров на автоматизированное рабочее место (АРМ) ЭХЗ с возможностью регулирования режимов УКЗ.

6.1.13 При проектировании катодной защиты газопровода УКЗ следует размещать, как правило, рядом с линейными кранами газопровода. Иное размещение УКЗ осуществляется при наличии технического обоснования.

6.1.14 При проектировании катодной защиты промысловых сооружений УКЗ следует размещать с учетом схем газосборных сетей, протяженности газовых шлейфов/коллекторов и месторасположения и конструкций скважин и/или кустов скважин.

6.1.15 В составе проекта газопровода для районов со сложным рельефом и болотистой местности следует предусматривать возможность подъезда к УКЗ, УДЗ.

6.1.16 При проектировании электрохимической защиты трубопроводов различного назначения (магистральные газопроводы, распределительные газопроводы, продуктопроводы) следует предусматривать раздельную электрохимическую защиту для каждого трубопровода с учетом установки между ними при необходимости изолирующих соединений.

6.1.17 Система ЭХЗ проектируемого сооружения не должна оказывать негативного влияния на соседние коммуникации.

6.1.18 При определении системы электрохимической защиты подземных коммуникаций возможна их совместная и раздельная защита. Раздельная электрохимическая защита реализуется от независимых источников поляризации (источников тока или протекторов), эффективность которой повышается при применении электроизолирующих вставок и является предпочтительной в следующих случаях:

— при расстояниях между газопроводами и другими подземными коммуникациями более 50 м ;

— при большом различии параметров защитных покрытий смежных коммуникаций (отличие величин переходного сопротивления более чем в три раза);

— при необходимости защиты участка каждого газопровода многониточного коридора током силой более 10 А.

При необходимости разделения электрохимической защиты отдельных коммуникаций КС, ГРС, ГИС (локальная защита) или этих объектов и линейной части газопроводов, а также газопроводов различного назначения и различных собственников следует использовать электроизолирующие вставки.

6.1.19 Для обеспечения совместной электрохимической защиты следует проектировать электрические перемычки между защищаемыми и смежными коммуникациями. Электрические перемычки следует подключать через блок совместной защиты.

6.1.20 Все электрические перемычки должны быть разъемными, с выводом соединительных кабелей на КИП.

6.1.21 Перемычки на параллельных газопроводах, защищаемых одной УКЗ, следует проектировать, как правило, в точках дренажа УКЗ (УДЗ).

6.2 Установки катодной защиты

6.2.1 В проекте катодной защиты следует предусматривать запас не менее 50 % выходного напряжения и тока УКЗ от расчетных значений (режимов) на начальный период работы УКЗ.

6.2.2 При проектировании катодной защиты подземных сооружений на участках высокой и повышенной коррозионной опасности следует предусматривать резервирование УКЗ.

6.2.3 УКЗ должны обеспечивать возможность защиты смежных участков подземных сооружений при отключении соседних УКЗ.

6.2.4 На участках высокой и повышенной коррозионной опасности следует предусматривать электроснабжение УКЗ по II категории надежности со 100 % резервированием электроснабжения, реализуемым либо от двух независимых источников, либо включением в состав УКЗ модуля резервного питания. При автоматическом переходе на резервное питание катодный преобразователь должен обеспечивать заданный режим работы. Категорийность УКЗ по электроснабжению при проектировании устанавливается в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-6.2-149.

6.2.5 При проектировании на участках ВКО и ПКО, в точках дренажа УКЗ и УДЗ, а также на участках с минимальным расчетным значением защитного потенциала следует предусматривать конструкцию КИП, позволяющую проводить измерения поляризационного потенциала.

6.2.6 Подключение нескольких УКЗ с разными точками дренажа на одно анодное заземление не допускается.

6.2.7 В районах с арктическим климатом размещение преобразователей установок катодной защиты следует предусматривать в блок-боксах или иных помещениях, защищающих их от воздействия низких температур, обледенения, заносов снегом. Допускается устанавливать преобразователи на специальных фундаментах, анкерных опорах анодных линий, линий электроснабжения и т.п.

6.2.8 В проектах электрохимической защиты подземных сооружений следует предусматривать технические решения, обеспечивающие защищенность элементов электрохимической защиты от вандализма.

6.3 Анодные заземления

6.3.1 В установках катодной защиты могут быть применены глубинные и подповерхностные анодные заземления. Подповерхностные заземления могут быть сосредоточенными, распределенными и протяженными.

6.3.2 Анодные заземления (включая линии постоянного тока и контактные узлы) независимо от условий их эксплуатации следует проектировать на срок эксплуатации не менее 30 лет.

6.3.3 Анодные заземления (заземлители) должны быть разрешены к применению на объектах ОАО «Газпром». При проектировании заземления следует учитывать удельное электрическое сопротивление грунта в месте размещения заземления, а также условия землеотвода. Электроды анодных заземлений следует монтировать в местах с минимальным удельным электрическим сопротивлением грунта и ниже глубины его промерзания.

6.3.4 Критериями выбора мест размещения анодных заземлений являются:

— первоочередное обеспечение нормативных параметров катодной защиты наиболее ответственных коммуникаций;

— участки с грунтами наименьшего удельного электрического сопротивления;

— ограничение негативного (вредного) влияния на сторонние подземные коммуникации с раздельной защитой (в том числе участки с локальной защитой).

6.3.5 Тип и количество анодных заземлителей определяются с учетом требований по величине сопротивления растеканию на начальный момент эксплуатации, приведенных в 7.3.

6.3.6 Анодные заземления не должны оказывать вредного влияния на окружающую среду.

AЗ, расположенные в горизонтах питьевой воды, должны быть выполнены из малорастворимых материалов: углеродосодержащих, магнетита или высококремнистого чугуна.

6.3.7 При проектировании анодных заземлений должно быть обеспечено выполнение нормативных показателей Правил [4] в части требований к шаговому напряжению и напряжению прикосновения.

6.3.8 Для подземной прокладки кабелей в цепях анодных заземлений следует применять кабель с медными токоведущими жилами и с полиэтиленовой или полипропиленовой изоляцией и оболочкой. Сечение дренажного анодного кабеля, подключаемого к плюсовой клемме катодного преобразователя, должно быть не менее 16 мм 2 по меди.

6.3.9 Глубинные анодные заземления (ГАЗ) следует размещать на расстоянии не ближе 100 м от смежных коммуникаций при условии исключения негативного влияния.

6.3.10 В вечномерзлых грунтах ГАЗ следует проектировать преимущественно на участках с криопегами или ниже горизонта вечномерзлого грунта. В сложных геологических условиях (скальные, многолетнемерзлые грунты) возможно размещение анодных заземлений в одной траншее с трубопроводом.

6.3.11 Электроды распределенного анодного заземления и протяженное заземление УКЗ подземных коммуникаций следует размещать вдоль защищаемого сооружения, как правило, на расстоянии не ближе четырех его диаметров на линейной части. В стесненных условиях промышленной площадки допускается укладка в одну траншею на максимальном расстоянии от сооружения при обеспечении мероприятий по исключению непосредственного контакта между анодом и сооружением.

6.3.12 Коммутация кабелей протяженных анодных заземлений при последовательном подключении должна осуществляться на отдельных контрольно-измерительных пунктах для диагностики отдельных элементов заземления.

6.3.13 На промышленных площадках УКПГ, КС, ПХГ при наличии на одну УКЗ нескольких скважин ГАЗ, расположенных на расстоянии ближе 1/3 их глубины, проектируемые глубинные аноды должны быть оснащены устройствами для измерения и регулирования величины стекающего с них тока.

6.4 Установки протекторной защиты

6.4.1 Установки протекторной защиты используются для локальной электрохимической защиты подземных стальных сооружений, в качестве как самостоятельного, так и резервного средства ЭХЗ.

6.4.2 Протекторная защита может быть осуществлена одиночными или групповыми установками. Выбор типа и схемы расстановки протекторов проводят с учетом конкретных условий прокладки защищаемого сооружения.

6.4.3 Срок службы УПЗ при временной защите сооружений определяется заданием на проектирование, по истечении которого протекторы отключаются от сооружения и находятся в резерве.

6.4.4 Подключение УПЗ к защищаемому трубопроводу или защитному кожуху на переходах следует осуществлять с использованием вентильных регулируемых перемычек.

6.4.5 Коммутация выводов от протекторов и защищаемого сооружения выполняется на клеммной колодке КИП. Регулируемые перемычки в цепях «сооружение-протектор» следует применять в грунтах с удельным электрическим сопротивлением менее 50 Ом·м.

6.4.6 Размещение протекторов следует предусматривать в местах с минимальным сопротивлением грунта и ниже глубины его промерзания. Допускается использовать искусственное снижение удельного электрического сопротивления грунта в местах установки протекторов при исключении вредного воздействия на окружающую среду.

6.4.7 Одиночные протекторы располагают на расстоянии не ближе 3 м от подземного сооружения. Удаление групповых протекторов от сооружения определяют расчетом в соответствии с настоящим стандартом.

6.5 Установки дренажной защиты

6.5.1 Принятые технические решения при проектировании дренажной защиты по результатам изысканий и с учетом взаиморасположения источника блуждающих токов и защищаемого сооружения уточняются на этапе проведения пусконаладочных работ.

6.5.2 УДЗ следует проектировать, как правило, в анодных и знакопеременных зонах на подземном сооружении.

Читайте также:  Установки для сверления скважин

6.5.3 Установки дренажной защиты следует проектировать в местах пересечения с сооружением и/или сближения с источником блуждающих токов. При удалении сооружения от источника блуждающих токов на расстояние более 1000 м , а также при невозможности подключения к ним УДЗ следует применять УКЗ с автоматическим поддержанием защитного потенциала.

6.5.4 УДЗ следует проектировать с таким расчетом, чтобы среднечасовой ток всех УДЗ, подключенных электрически к одной тяговой подстанции, не превышал 20 % общей нагрузки подстанции.

6.5.5 Технические условия и схему подключения дренажного кабеля УДЗ к источнику блуждающих токов необходимо согласовать со службой эксплуатации источника блуждающего тока.

6.6 Контрольно-измерительные пункты

6.6.1 Предусматриваемые проектом контрольно-измерительные пункты (КИП) должны соответствовать техническим требованиям ОАО «Газпром». Конструкция КИП должна соответствовать его назначению, клеммная колодка — количеству кабелей, предназначенных для коммутации на КИП. Схемы и узлы коммутации средств ЭХЗ, защищаемых объектов, элементов контроля и диагностики должны соответствовать Унифицированным проектным решениям [2], [3].

6.6.2 КИП рекомендуется устанавливать на расстоянии не более 1 м от оси газопровода. В случае расположения сооружения на участке, где эксплуатация КИП затруднена (пашня, болото и др.), последние могут быть установлены в ближайших удобных для эксплуатации местах, но не далее 50 м от точки подключения контрольного провода к сооружению.

6.6.3 Контрольные, токоизмерительные и дренажные выводы в КИП должны быть выполнены медными двужильными кабелями в двойной полимерной изоляции, с приваркой каждой жилы отдельно к сооружению, сечение кабелей должно соответствовать значениям, указанным в таблице 6.1.

Таблица 6.1 — Сечение кабельных линий, используемых в системе электрохимической защиты сооружений

Назначение кабельной линии

Количество жил и сечение, шт. × мм 2 (не менее)

Катодная дренажная линия от клеммы «минус» УКЗ до дренажного КИП

Катодная, дренажная линия «КИП-сооружение»

Анодные дренажные линии «УКЗ-КИП-анод»

Кабельная линия «сооружение-КИП-УДЗ-рельс (дроссель-трансформатор)»

Дренажные линии «протектор-КИП-сооружение»

Выводы от трубопровода для измерения тока

Выводы от трубопровода для измерения потенциала

Кабельная линия «КИП-блок телеметрии УКЗ»

Проводник от электрода сравнения

Проводник от датчика потенциала

Проводники от индикаторов коррозии и средств мониторинга

** Определяется конструкцией изделия.

6.6.4 Все контрольно-измерительные пункты должны иметь клеммную колодку для подключения кабельных наконечников, количество и сечение кабелей определяется при проектировании в зависимости от назначения КИП. Коммутацию кабелей необходимо производить в соответствии с проектом, на кабели должна быть нанесена неуничтожимая маркировка.

6.6.5 Линейный КИП трубопровода рекомендуется совмещать с километровым знаком.

6.6.6 КИП в местах подключения протекторов, анодных заземлений и электрических перемычек должны иметь не менее двух клемм, к которым подключают объекты измерения и шунт необходимого номинала для измерения силы тока.

6.6.7 КИП для измерения тока в трубопроводе должны быть установлены в точках дренажа УКЗ на каждом плече защитной зоны и на участках подводных переходов на обоих берегах на границе водоохранной зоны шириной более 500 м .

Подключение токоизмерительного КИП должно соответствовать рекомендациям Унифицированных проектных решений [2]. Для измерения тока должны быть предусмотрены четыре вывода от трубопровода, расстояние по трубе между измерительными (внутренними) выводами должно составлять 100 м . Допускается проектировать отдельные КИП для каждой пары выводов от трубопровода.

6.6.8 На линейной части трубопроводов, шлейфах скважин и промысловых коллекторах КИП следует устанавливать:

— на каждом километре в обычных условиях и не реже чем через 500 м в зонах повышенной коррозионной опасности;

— у крановых площадок, на расстоянии не ближе 30 м ;

— у водных и транспортных переходов (с обеих сторон);

— у пересечения сооружения с другими коммуникациями и кабелями связи, не далее 10 м от пересечения;

— в местах максимального сближения газопровода с анодным заземлением;

— в пунктах подключения дренажного кабеля к трубопроводу (возможно совмещение с линейным КИП при соблюдении расстояния между точкой дренажа и контрольным выводом не менее 3 диаметров трубопровода);

— на границах зон защиты смежных УКЗ.

6.6.9 Для контроля работы средств ЭХЗ КИП устанавливают:

— точках дренажа УКЗ (УДЗ), УПЗ;

— в местах установки электроизолирующих вставок.

6.6.10 При многониточной системе газопроводов КИП следует устанавливать на каждом газопроводе по одной линии, перпендикулярной оси газопровода.

6.6.11 На подземных сооружениях промышленных площадок (КС, ПХГ, ГРС, ГИС и др.) КИП допускается не устанавливать при обеспечении контакта электрода сравнения с грунтом над контролируемым сооружением и контакта с самим сооружением, за исключением точек дренажа и пунктов мониторинга коррозионного состояния.

При применении сплошного «твердого покрытия» (бетонные плиты, асфальтирование и т.п.) над подземными технологическими трубопроводами на поверхности земли в этом покрытии должны быть предусмотрены следующие места, укрытые ковером, для возможности установки переносного МСЭ в грунт над трубопроводом:

— на коммуникациях с интервалом не более 50 м ;

— в начале, середине, конце входных и выходных коллекторов ПУ, АВО и КЦ;

— в местах изменения направления коммуникации при ее длине более 50 м ;

— в местах сближения коммуникаций с сосредоточенными анодными заземлениями;

— не менее чем в четырех диаметрально противоположных точках по периметру внешней поверхности подземного резервуара. Для резервуаров, имеющих малые габариты (менее 5 м в диаметре), допускается одна точка контроля параметров электрохимической защиты.

6.6.12 Для контроля за состоянием электрохимической защиты промысловых объектов КИП следует устанавливать:

— на расстоянии 50 м от устья скважин;

— на участке трубопровода с ВЭИ, контрольные выводы подключаются в соответствии с Унифицированными проектными решениями [2].

6.6.13 Конструкция КИП для подключения анодных заземлений и протекторов должна обеспечивать возможность контроля параметров каждого элемента (скважины или протектора).

6.7 Электроснабжение установок катодной защиты

6.7.1 Электроснабжение УКЗ и УДЗ подземных сооружений должно осуществляться, как правило, от ЛЭП напряжением 0,23; 0,40; 6; 10 кВ. Источники электроснабжения и категорийность электроснабжения средств ЭХЗ должны соответствовать требованиям СТО Газпром 2-6.2-149 по основным производственным объектам ОАО «Газпром» с учетом условий их эксплуатации.

6.7.2 При проектировании электроснабжения УКЗ по II категории надежности необходимо предусматривать в комплексе их основное и резервное электропитание.

6.7.3 Для электроснабжения УКЗ при отсутствии внешних источников тока рекомендуется проектировать электроснабжение от автономных источников: электроагрегатов с газовым, дизельным или бензиновым двигателями, термоэлектрогенераторов, турбоальтернаторов, ветроэнергетических установок и других автономных источников тока, разрешенных к применению на объектах ОАО «Газпром».

7 Расчет параметров электрохимической защиты различных объектов ОАО «Газпром»

7.1 Расчет электрических характеристик трубопроводов

7.1.1 Электрические характеристики защищаемых трубопроводов являются основными параметрами, определяющими распределение защитного тока. К первичным электрическим параметрам трубопровода относятся:

— переходное сопротивление R п , Ом·м 2 ;

— продольное сопротивление R т , Ом·м 2 .

7.1.2 Исходные данные для определения электрических характеристик трубопроводов:

— толщина стенки трубы δт, м;

— сопротивление изоляции R из , Ом·м 2 ;

— среднее удельное электрическое сопротивление грунта ρг, Ом-м;

— глубина укладки трубопровода H т , м.

7.1.2.1 Диаметр трубопровода, толщину стенки трубы, марку стали трубы и глубину ее укладки определяют по проектной документации.

7.1.2.2 Сопротивление защитного покрытия для вновь строящихся и реконструируемых трубопроводов определяют в зависимости от типа изоляции по таблице 7.1.

Таблица 7.1 — Сопротивление изоляции строящихся и реконструируемых трубопроводов

Начальное сопротивление изоляции уложенного в траншею и засыпанного трубопровода R из0 , Ом·м 2

Заводские двух-, трехслойные полиэтиленовые и полипропиленовые покрытия

Полимерные покрытия на основе термореактивных смол и битумно-полимерные мастики

* Коэффициент, характеризующий скорость изменения сопротивления изоляции во времени.

7.1.2.3 Сопротивление изоляции эксплуатируемых трубопроводов определяют по результатам изысканий. Порядок определения переходного сопротивления защитного покрытия эксплуатируемых трубопроводов приведен в Руководстве [5].

7.1.3 Вторичными электрическими параметрами трубопровода являются постоянная распространения тока, входное и характеристическое сопротивление, которые определяют расчетным путем.

7.1.3.1 Продольное сопротивление трубопровода R т , Ом/м, вычисляют по формуле

ρ т — удельное электрическое сопротивление материала трубы, Ом·м (определяют в зависимости от марки стали по таблице 7.2).

Таблица 7.2 — Удельное электрическое сопротивление различных марок трубной стали

Удельное электрическое сопротивление трубной стали, Ом·м

источник

Добавить комментарий