СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ
Акционерное общество «КазТрансОйл»
УДК 620.193: 621.398:006.354 МКС 75.180.99
КПВЭД 42.21.11
УТВЕРЖДЕНО:
решением Правления
АО «КазТрансОйл»
(протокол от «__»________№___)
Экспертиза
|
|
РГП «КазИнСт»
|
(письмо от «__»_________№___)
|
|
|
СОГЛАСОВАНО:
Министерство Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям
(письмо от «__»_________№___)
Министерство нефти и газа Республики Казахстан
(письмо от «__»_________№___)
ИЗМЕНЕНИЕ № 1
к СТ АО 38440351-4.004-2006
Магистральные нефтепроводы.
Противокоррозионные мероприятия при эксплуатации
Срок действия
с «____» ________
до «___» ________
РАЗРАБОТАНО:
АО «КазТрансОйл»
ТОО «Казправопром»
Держатель подлинника:
АО «КазТрансОйл»
г. Астана,
пр. Кабанбай батыра, 19 тел: +7(7172) 555 178
факс: +7(7172) 24 32 32
|
|
|
|
Астана
Изменение № 1
|
к СТ АО 38440351-4.004-2006 «Магистральные нефтепроводы. Противокоррозионные мероприятия при эксплуатации»
|
__________________________________________________________________
Настоящий Стандарт организации не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен без разрешения акционерного общества «КазТрансОйл»
Содержание
Введение
1 Область применения
2 Нормативные ссылки
3 Термины и определения
4 Обозначения и сокращения
5 Определение основных параметров процесса коррозии магистральных нефтепроводов
5.1 Общие положения
5.2 Общие требования к осуществлению противокоррозионной защиты подземных металлических сооружений (наружной поверхности магистральных нефтепроводов, кабельной связи)
5.3 Критерии опасности коррозии подземных металлических сооружений
5.4 Требования к выбору методов защиты от коррозии наружной поверхности подземных металлических сооружений
5.5 Требования к защитным покрытиям, покровам и методы их контроля
5.6 Требования к электрохимической защите и методы контроля
5.7 Требования безопасности
5.8 Охрана окружающей среды
6 Техническая оснащенность служб электрохимической защиты нефтепроводных управлений филиалов Общества
6.1 Общие положения
6.2 Основные устройства, приборы, вспомогательное оборудование, инструменты и материалы для оснащения служб электрохимической защиты нефтепроводных управлений филиалов
7 Обследование состояния магистральных нефтепроводов
7.1 Оценка состояния изоляционного покрытия нефтепровода
7.2 Комплексное обследование коррозионного состояния магистральных нефтепроводов
7.3 Техника безопасности при обследовании магистральных нефтепроводов
8 Техническое диагностирование установок электрохимической защиты магистральных нефтепроводов
8.1 Общие положения
8.2 Требования к организации работ, средствам, исполнителям и объекту технического диагностирования
8.3 Алгоритм оценки технического состояния установок электрохимической защиты
8.4 Исследование химического состава, структуры и механических свойств металлов конструкций установок электрохимической защиты
8.5 Требования к оформлению заключений по результатам технического диагностирования установок электрохимической защиты
9 Определение межконтрольного периода установок электрохимической защиты магистральных нефтепроводов
9.1 Общая часть
9.2 Определение межконтрольного периода установок электрохимической защиты
9.3 Алгоритм расчета
9.4 Пример расчета
10 Исключить.
11 Основные положения планово-предупредительного ремонта средств электрохимической защиты магистральных нефтепроводов
11.1 Общие положения
11.2 Организация технического обслуживания средств электрохимической защиты магистральных нефтепроводов
11.3 Нормативно-техническая документация
11.4 Контроль за техническим состоянием средств электрохимической защиты магистральных нефтепроводов
11.5 Техническое обслуживание
11.6 Текущий ремонт
11.7 Капитальный ремонт
11.8 Технология определения нормы расхода материалов на капитальный ремонт и техническое обслуживание средств ЭХЗ
11.9 Нормы расхода на капитальный ремонт и техническое обслуживание средств ЭХЗ
12 Требования к использованию изолирующих фланцевых соединений при электрохимической защите магистральных нефтепроводов
12.1 Общие положения
12.2 Требования к установке изолирующих фланцевых соединений
12.3 Условия применения изолирующих фланцевых соединений
12.4 Особенности применения изолирующих фланцевых соединений в поле блуждающих токов
12.5 Установка изолирующих фланцевых соединений
12.6 Порядок приемки и ввода в эксплуатацию изолирующих фланцевых соединений
12.7 Требования к эксплуатации изолирующих фланцевых соединений
12.8 Мероприятия по технике безопасности при монтаже и эксплуатации изолирующих фланцевых соединений
13 Методика расчета катодной и протекторной защиты подводных трубопроводов
13.1 Общие положения
13.2 Исходные данные для расчета
13.3 Расчет катодной защиты трубопроводов
13.4 Расчет протекторной защиты трубопроводов
Приложение А (Обязательное) Методика определения удельного сопротивления грунта
Приложение Б (Обязательное) Методика определения плотности катодного тока
Приложение В (Обязательное) Методики определения смещения разности потенциалов между подземным металлическим сооружением и электродом сравнения
Приложение Г (Обязательное) Методики определения блуждающих токов в земле
Приложение Д (Обязательное) Методики определения наличия тока в подземных сооружениях связи
Приложение Е (Обязательное) Методики определения опасного действия переменного тока
Приложение Ж (Обязательное) Методики измерения поляризационных потенциалов подземных стальных трубопроводов и оболочек бронированных кабелей связи при электротехнической защите
Приложение И (Обязательное) Методика определения средних значений потенциалов подземных металлических сооружений по отношению к электроду сравнения
Приложение К (Обязательное) Методика выявления преимущественного влияния блуждающих токов на подземное металлическое сооружение
Приложение Л (Обязательное) Основные технические характеристики транспортных средств, механизмов и приборов и вспомогательного оборудования
Приложение М (Обязательное) Формы для занесения данных при коррозионном обследовании магистральных нефтепроводов
Приложение Н (Обязательное) Измерение разности потенциалов «труба-земля» методом выноса электродов с помощью прибора MoData
Приложение П (Обязательное) Пример (условный) заполнения формы
Приложение Р Исключить.
Приложение С (Обязательное) Журнал регистрации результатов технического диагностирования установок протекторной защиты
Приложение Т (Обязательное) Журнал регистрации результатов технического диагностирования установки поляризованной дренажной защиты
Приложение У Исключить.
Приложение Ф Исключить.
Приложение Х (Обязательное) Нормы планово-предупредительного технического обслуживания и ремонта средств ЭХЗ
Приложение Ц (Обязательное) Журнал эксплуатации и ремонта станций катодной защиты
Приложение Ч (Обязательное) Технический паспорт станции катодной защиты
Приложение Ш (Обязательное) Журнал эксплуатации и ремонта установки протекторной защиты
Приложение Щ (Обязательное) Паспорт установки протекторной защиты
Приложение Э (Обязательное) Журнал эксплуатации и ремонта установки поляризованной дренажной защиты
Приложение Ю (Обязательное) Паспорт установки поляризованной дренажной защиты
Приложение Я (Обязательное) Паспорт дренажной установки
Приложение 1 Исключить.
Приложение 2 Исключить.
Приложение 3 (Обязательное) Журнал станции катодной защиты
Приложение 4 (Обязательное) Журнал проверки работы изолирующих фланцевых соединений
Приложение 5 (Обязательное) Акт пневматических и электрических испытаний изолирующих фланцев
Приложение 6 (Обязательное) Справка о приемке изолирующего фланцевого соединения
Приложение 7 (Обязательное) Журнал регистрации изолирующих фланцевых соединений
Приложение 8 (Обязательное) Примерные значения расчетных величин
Приложение 9 (Информационное) Расчет численности персонала на техническое обслуживание и ремонт средств ЭХЗ и вдольтрассовых ВЛ
Библиография
Введение
Работоспособность нефтепроводов в значительной степени связано со снижением эффективности противокоррозионной защиты. На нефтепроводах большого диаметра (820-1220 мм), построенных в Республике Казахстан в восьмидесятых годах прошлого столетия, ресурс изоляционных покрытий подошел к критическому сроку.
Статистика показывает, что основной причиной аварий на магистральных нефтепроводах является подземная коррозия. Группу наибольшего коррозионного риска составляют трубопроводы d 820-1220 мм.
Преимущество электрохимической защиты (ЭХЗ) трубопроводов заключается в том, что она воздействует на протекание электрохимических процессов, вызывающих подземную коррозию, и, независимо от вида коррозионного поражения, тормозит или останавливает коррозионный процесс. Простота измерения параметров ЭХЗ позволяет надежно регулировать эффективность ее действия при минимальных финансовых затратах.
Для защиты магистральных нефтепроводов от подземной коррозии необходимо:
- обеспечить эффективную, надежную и безопасную эксплуатацию средств ЭХЗ;
- обеспечить эффективные режимы средств ЭХЗ со 100% защищенностью трубопроводов по протяженности и по времени защиты;
- выявить коррозионно-опасные участки трассы МН и обеспечить контроль за поляризационными потенциалами трубы и состоянием защитной изоляции в этих местах;
- вести контроль за соблюдением проектных решений, требований нормативных документов в части производства и приемки работ по сооружению и реконструкции средств ЭХЗ, дистанционного контроля работы средств ЭХЗ, линий электроснабжения, нанесению изоляционных покрытий на трубопровод, а также принятие мер, не допускающих отклонений от требований нормативных документов в части приемки и эксплуатации этих средств;
- организовать и своевременно проводить электрометрические и инструментальные обследования коррозионного состояния трубопровода и средств его защиты, планово-предупредительные и капитальные ремонты этих средств;
- применять современные методы и средства защиты трубопровода.
Настоящий Стандарт «Магистральные нефтепроводы. Противокоррозионные мероприятия при эксплуатации» представляет взаимосвязанные и взаимодополняющие разделы, направленные на решение единой проблемы повышения надёжности магистральных нефтепроводов.
СТАНДАРТ АО «КазТрансОйл»
Магистральные нефтепроводы.
Противокоррозионные мероприятия при эксплуатации
1 Область применения
1.1 Настоящий Стандарт «Магистральные нефтепроводы. Противокоррозионные мероприятия при эксплуатации магистральных нефтепроводов» устанавливает единые требования к организации и качеству противокоррозионных мероприятий на магистральных нефтепроводах АО «КазТрансОйл» (далее - Общество) с целью продления срока их службы, предотвращения аварий и связанных с ними негативных последствий.
1.2 Требования настоящего Стандарта соответствуют законодательству Республики Казахстан [1] и действующей нормативной документации.
1.3 Стандарт содействует:
- разработке и внедрению эффективных мероприятий по противокоррозионной защите магистральных нефтепроводов (далее – МН);
- предотвращению возникновения аварийных ситуаций на МН;
- предотвращению нанесения ущерба окружающей среде, здоровью людей, имуществу;
- установлению обоснованных норм надежности при проектировании новых трубопроводов и их реконструкции, оценке уровня их надежности при эксплуатации;
- повышению ответственности организаций - изготовителей технологических объектов МН и их комплектующих, а также организаций, выполняющих строительно-монтажные работы, за качество выполняемой продукции и производство работ;
- увеличению долговечности объектов МН.
Пункт 1.4 изложить в новой редакции:
1.4 Настоящий Стандарт предназначен для применения всеми заинтересованными структурными подразделениями АО «КазТрансОйл».
Данные, полученные на основании требований настоящего Стандарта, должны учитываться при разработке нормативной и другой документации по вопросам технического обслуживания и ремонта технологических объектов МН и организации их периодических испытаний и осмотров.
Раздел 2 изложить в новой редакции:
|