Правила проведення обстежень корозійного стану магістральних нафтопроводів
1.1. Правила обстеження поширюються на магістральні нафтопроводи підземної прокладки, що мають систему активного захисту від корозії та тип ізоляційного покриття, що відповідає ГОСТу Р 51164-98.
1.2. При розробці правил використано нормативні документи:
- ГОСТ 9.602-89. Споруди сталеві магістральні. Загальні вимоги щодо захисту від корозії.
- ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводи сталеві магістральні. Загальні вимоги щодо захисту від корозії.
- РД 153-39.4-039-99 «Норми проектування ЕХЗ магістральних трубопроводів та майданчиків магістральних нафтопроводів».
2. ЗАВДАННЯ ОБСТЕЖЕННЯ
Основними завданнями обстеження є:
2.1. Оцінка корозійного стану нафтопроводів.
2.2. Оцінка стану протикорозійного захисту.
2.3. Своєчасне виявлення та усунення корозійних ушкоджень.
2.4. Розробка та проведення заходів щодо підвищення ефективності захисту, оптимізації роботи засобів ЕХЗ.
3. ОРГАНІЗАЦІЯ РОБОТ З ПРОТИКОРРОЗІЙНОГО ОБСТЕЖЕННЯ
3.1. Комплексне протикорозійне обстеження має проводитись виробничими лабораторіями ЕХЗ при ВАТ МН або спеціалізованими організаціями, які мають дозвіл (ліцензію) Держгіртехнагляду на проведення цих робіт.
- не пізніше ніж через 6 місяців після введення в експлуатацію системи електрохімічного захисту новозбудованих нафтопроводів з обов'язковою видачею сертифіката відповідності якості протикорозійного захисту державним стандартам;
- не рідше 1 разу на 5 років для нафтопроводів, прокладених на ділянках з високою корозійною небезпекою за ГОСТ Р 51164-98;
- Не рідше 1 разу на 10 років на інших ділянках.
Позачерговеобстеження при виявленні в процесі експлуатації шкідливого впливу від систем ЕХЗ новозбудованих прилеглих та перетинальних підземних комунікацій та від електрифікованих залізниць.
3.3. Відповідно до періодичності обстеження за п. 3.2 у ВАТ МН має бути розроблена програма протикорозійного обстеження на найближчі 10 років.
3.5. Обстеження має проводитися з використанням польових лабораторій ЕХЗ та сучасного вимірювального обладнання, як вітчизняного, так і імпортного.
3.6. Методика обстеження має відповідати РД «Інструкція з комплексного обстеження корозійного стану магістральних нафтопроводів».
3.8. Обов'язковим додатком до договору є «Програма корозійного обстеження нафтопроводу», складена на підставі «Інструкції з комплексного обстеження корозійного стану МН», з урахуванням особливостей корозійного стану та корозійних факторів обстежуваної ділянки.
4. СКЛАД КОМПЛЕКСНОГО ОБСТЕЖЕННЯ
4.1. Аналіз корозійної небезпеки по трасі нафтопроводів проводиться на основі даних корозійної небезпеки ґрунтів, у тому числі й мікробіологічної, наявності та характеру блукаючих струмів, наявності ділянок, які тривалий час перебували без захисту.
4.2. Збір та аналіз статистичних даних про умови експлуатації протикорозійного захисту обстежуваної ділянки нафтопроводу за весь попередній комплексному обстеженню період: технологічних характеристик засобів ЕХЗ, відомостей про роботу засобів електрохімічного захисту за період експлуатації, відомостей за станом ізоляції.
4.3. Проведення комплексу електрометричних робіт:
- по локалізації дефектів та оцінки перехідного опору ізоляційного покриття методомградієнта потенціалу, методом виносного електрода та іншими методами;
- за вимірюванням захисного потенціалу за довжиною, а в зонах блукаючих струмів - за довжиною та за часом;
- за виміром корозійних характеристик ґрунту - питомого опору ґрунту, поляризаційних характеристик ґрунту.
4.4. Визначення корозійно-небезпечних місць на основі обробки та аналізу даних обстеження.
4.5. Розтин нафтопроводу у корозійно-небезпечних місцях у процесі обстеження зі складанням актів шурфування, усунення дефектів ізоляції та корозійних ушкоджень силами експлуатаційних служб.
4.6. Вирішення розрахунково-аналітичних завдань щодо забезпечення корозійної безпеки нафтопроводу:
4.6.1. Оцінка стану ізоляції, у тому числі:
- прогнозування зміни її фізико-хімічних властивостей у часі;
- Оцінка залишкового ресурсу ізоляції;
- Визначення оптимального терміну та черговості ремонту ізоляції ділянок.
4.6.2. Визначення технічного стану засобів ЕХЗ:
- Відповідність параметрів установок нормативним документам;
- технічний стан елементів установок ЕХЗ;
- прогнозування зміни параметрів установок ЕХЗ у часі;
- Вироблення заходів щодо оптимізації роботи та термінів проведення ремонту коштів ЕХЗ.
4.6.3. Оцінка корозійного стану нафтопроводу.
4.7. Складання звіту з проведеного обстеження з видачею рекомендацій щодо вдосконалення комплексного захисту нафтопроводів.
4.8. За потреби розробка проекту ремонту та реконструкції коштів ЕХЗ на основі рекомендацій обстеження.
4.9. Результати обстеження мають бути представлені на паперових та магнітних носіях.
4.10. Служба ЕХЗ ВАТ МНпісля отримання звіту має використовувати результати обстеження для поповнення експлуатаційної та архівної бази даних щодо стану протикорозійного захисту.
5. ОСНОВНІ ПОЛОЖЕННЯ МЕТОДИКИ ОБСТЕЖЕННЯ
5.1. Аналіз корозійної небезпеки трасою нафтопроводу
5.1.2. Оцінку корозійної небезпеки трасою нафтопроводу проводять з метою виділення ділянок, що вимагають першочергового обстеження з розширеним переліком електрометричних робіт.
5.1.3. Оцінка корозійної небезпеки не проводиться у разі, коли корозійно-небезпечні ділянки встановлені раніше.
5.1.5. Корозійну небезпеку від біологічної корозії визначають за допомогою мікробіологічного аналізу ґрунтів за існуючими методиками.
5.1.7. Загальна корозійна небезпека розраховується з урахуванням величин, зазначених у пп. 5.1.4-5.1.6. За результатами оцінки корозійної небезпеки визначають черговість та обсяг обстеження ділянок нафтопроводів.
5.2. Аналіз даних щодо умов експлуатації протикорозійного захисту за попередній період.
5.2.1. Мета аналізу:
- визначення небезпечних у корозійному відношенні ділянок нафтопроводу;
- Інтегральна оцінка опору ізоляції по ділянках за період експлуатації.
5.2.2. Для аналізу необхідно узагальнити дані:
- за результатами огляду нафтопроводу в шурфах за поданими актами шурфування;
- з внутрішньотрубної дефектоскопії;
- за корозійними відмовами нафтопроводів;
- за вимірами захисного потенціалу, що проводилися раніше, і режимам роботи установок ЕХЗ.
5.2.3. Ділянки, котрі мали корозійні поразки, підлягають детальному вивченню. Усі корозійні поразки слід порівняти з оцінкою корозійної небезпеки, визначеної першоюетапі обстеження
5.2.4. Ретроспективна оцінка стану ізоляції проводиться по опору ізоляції, розрахованому за експлуатаційними даними установок ЕХЗ та розподілу різниці потенціалів уздовж трубопроводу.
5.3.Проведення електрометричних робіт
5.3.1. Пошук дефектних місць в ізоляції роблять одним із наступних методів:
- градієнта напруги постійного струму;
5.3.2. Вимірювання захисного потенціалу протяжності визначають за поляризаційним потенціалом.
5.3.3. Поляризаційний потенціал вимірюють за методиками відповідно до ГОСТ Р 51164 та НТД.
5.3.4. Суцільні вимірювання захисного потенціалу можуть бути виконані таким чином:
- методом виносного електрода;
- методом інтенсивних вимірів із використанням відключення засобів ЭХЗ.
5.3.5. З вимірів складається графік розподілу захисного потенціалу вздовж нафтопроводу.
5.4.Рішення розрахункових завдань щодо забезпечення корозійної безпеки
5.4.1. При оцінці поточного стану ізоляції та прогнозуванні зміни її параметрів вирішують такі завдання:
- дають інтегральну оцінку щодо опору її постійному струму;
- Визначають фізико-хімічні властивості ізоляції;
- Розраховують залишковий ресурс ізоляції;
- Визначають оптимальний термін переізоляції нафтопроводу.
5.4.2. Визначення параметрів засобів ЕХЗ та прогнозування зміни її параметрів у часі.
Розрахунки проводяться на основі вихідних даних:
- електричних параметрів катодних та протекторних установок;
- паспортних показників засобів ЭХЗ;
- конструктивних та електричних параметрів анодних заземлень;
- даних періодичногоконтролю установок ЕХЗ
5.4.3. Оцінка залишкового ресурсу елементів установок ЕХЗ провадиться:
- для установок катодного захисту:
- для установок дренажного захисту:
- для протекторних установок – протекторів.
5.4.4. Комплексна оцінка стану ЕХЗ нафтопроводу здійснюється відповідно до ГОСТ Р 51164-98 за такими критеріями:
- захищеність трубопроводу за протяжністю;
- Захищеність трубопроводу за часом.
5.5.Оцінка корозійного стану нафтопроводу проводиться з метою виявлення найбільш небезпечних у корозійному відношенні ділянок нафтопроводів
5.5.1. Оцінка проводиться шляхом узагальнення всіх даних обстеження та даних щодо наявності корозійних ушкоджень. Зведені дані щодо корозійного стану заносяться у форму, що визначається НТД з протикорозійного обстеження.
5.5.2. Корозійну небезпеку визначають за сумою балів, якими оцінюються вплив різних корозійних факторів.
5.6. Розробка рекомендацій щодо вдосконалення комплексного захисту від корозії
5.6.1. Рекомендації розробляють на підставі аналізу даних про функціонування всіх складових протикорозійного захисту.
5.6.2. На підставі аналізу даних про стан ізоляційного покриття та розрахунків залишкового ресурсу ізоляції мають бути виділені ділянки та строки ремонту ізоляції.
5.6.3. На підставі даних про роботу засобів ЕХЗ та техніко-економічних розрахунків по залишковому ресурсу та оптимізації повинні бути визначені заходи щодо вдосконалення системи ЕХЗ для забезпечення необхідної ГОСТ Р 51164-98 захисту протяжності та часу.