9.11. Полученные результаты измерений первого этапа с учетом измерений на смежных коммуникациях анализируются и принимаются решения по корректировке режимов работы установок защиты.
9.12. В случае необходимости изменения режимов работы ЭХЗ измерения повторяются во всех пунктах, находящихся в зонах действия защитных установок с измененными режимами работы.
9.13. Корректировка режимов работы ЭХЗ может производиться неоднократно до достижения желаемых результатов.
9.14. В конечном итоге на защитных установках должны быть установлены минимально возможные защитные токи, при которых на защищаемых сооружениях во всех пунктах измерений достигаются защитные потенциалы по абсолютной величине не ниже минимально допустимых и не более максимально допустимых.
9.15. Окончательно установленные режимы работы защитных установок должны быть согласованы со всеми организациями, имеющими подземные сооружения в зонах действия налаживаемых установок, о чем они дают подтверждения в своих заключениях (справках).
9.16. В случаях, когда в ходе наладочных работ не удается достигнуть на защищаемых сооружениях требуемых защитных потенциалов во всех пунктах измерений, наладочная организация совместно с проектной и эксплуатационной организациями разрабатывает перечень необходимых дополнительных мероприятий и направляет его заказчику для принятия соответствующих мер.
9.17. До реализации дополнительных мероприятий зона эффективной защиты подземных сооружений остается уменьшенной.
9.18. Завершаются наладочные работы оформлением технического отчета по наладке установок ЭХЗ, который должен включать:
Полные сведения о:
1) защищаемых и смежных подземных сооружениях;
2) действующих источниках блуждающих токов;
3) критериях коррозионной опасности;
4) о построенных и ранее действующих (если такие имеются) установках ЭХЗ;
5) установленных на сооружениях электроперемычках;
6) действующих и вновь построенных КИП;
7) электроизолирующих соединениях;
Полную информацию о выполненных работах и ее результатах;
- таблицу с окончательно установленными параметрами работы установок ЭХЗ;
- таблицу потенциалов защищаемых сооружений в установленных окончательно режимах работы установок ЭХЗ;
- справки (заключения) владельцев смежных сооружений;
- заключение по наладке установок ЭХЗ;
- рекомендации по дополнительным мероприятиям по защите подземных сооружений от коррозии.
10. Порядок приемки и ввода в эксплуатацию установок электрохимической защиты
10.1. Установки ЭХЗ вводятся в эксплуатацию после завершения пусконаладочных работ и испытания на стабильность в течение 72 ч.
10.2. Установки ЭХЗ принимает в эксплуатацию комиссия, в состав которой входят представители следующих организаций: заказчика; проектной (по необходимости); строительной; эксплуатационной, на баланс которой будет передана построенная установка ЭХЗ; предприятия по защите от коррозии (службы защиты); органов Госгортехнадзора России, органов Госэнергонадзора России (при необходимости); городских (сельских) электросетей.
10.3. Данные проверки готовности объектов к сдаче заказчик сообщает организациям, входящим в состав приемной комиссии, не менее чем за сутки.
10.4. Заказчик предъявляет приемной комиссии: проект на устройство ЭХЗ и документы, указанные в Приложении У .
10.5. После ознакомления с исполнительной документацией и техническим отчетом о пусконаладочных работах приемная комиссия выборочно проверяет выполнение запроектированных работ - средств и узлов ЭХЗ, в том числе изолирующих фланцевых соединений, контрольно-измерительных пунктов, перемычек и других узлов, а также эффективность действия установок ЭХЗ. Для этого измеряют электрические параметры установок и потенциалы трубопровода на участках, где в соответствии с проектом зафиксирован минимальный и максимальный защитный потенциал, а при защите только от блуждающих токов предусмотрено отсутствие положительных потенциалов.
Установки ЭХЗ, не соответствующие проектным параметрам, не должны подлежать приемке.
10.6. Установку ЭХЗ вводят в эксплуатацию только после подписания комиссией акта о приемке.
В случае необходимости может быть осуществлена приемка ЭХЗ во временную эксплуатацию на не законченном строительством трубопроводе.
После окончания строительства ЭХЗ подлежит повторной приемке в постоянную эксплуатацию.
10.7. При приемке ЭХЗ на трубопроводах тепловых сетей бесканальной прокладки, пролежавших в грунтах более 6 месяцев, необходимо проверить их техническое состояние и при наличии повреждений установить сроки их устранения.
10.8. Каждой принятой установке ЭХЗ присваивают порядковый номер и заводят специальный паспорт установки, в который заносят все данные приемочных испытаний (см. Приложение Ф).
11. Эксплуатация установок ЭХЗ
11.1. Эксплуатационный контроль установок ЭХЗ включает периодический технический осмотр, проверку эффективности их работы.
На каждой защитной установке необходимо иметь журнал контроля, в который заносятся результаты осмотра и измерений (см. Приложение Х).
11.2. Обслуживание установок ЭХЗ в процессе эксплуатации должно осуществляться в соответствии с графиком технических осмотров и планово-предупредительных ремонтов. График профилактических осмотров и планово-предупредительных ремонтов должен включать определение видов и объемов технических осмотров и ремонтных работ, сроки их проведения, указания по организации учета и отчетности о выполненных работах.
Основное назначение работ по профилактическим осмотрам и планово-предупредительным ремонтам - содержание установок ЭХЗ защиты в состоянии полной работоспособности, предупреждение их преждевременного износа и отказов в работе.
11.3. Технический осмотр включает:
Осмотр всех элементов установки с целью выявления внешних дефектов, проверку плотности контактов, исправности монтажа, отсутствия механических повреждений отдельных элементов, отсутствия подгаров и следов перегревов, отсутствия раскопок на трассе дренажных кабелей и анодных заземлений;
- проверку исправности предохранителей (если они имеются);
- очистку корпуса дренажного и катодного преобразователя, блока совместной защиты снаружи и внутри;
- измерение тока и напряжения на выходе преобразователя или между гальваническими анодами (протекторами) и трубами;
- измерение потенциала трубопровода в точке подключения установки;
- производство записи в журнале установки о результатах выполненной работы.
11.4. Технический осмотр с проверкой эффективности защиты включает:
Все работы по техническому осмотру;
- измерения потенциалов в постоянно закрепленных опорных пунктах.
11.5. Текущий ремонт включает:
Все работы по техническому осмотру с проверкой эффективности;
- измерение сопротивления изоляции питающих кабелей;
==========================================
ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ОХРАНЕ ТРУДА
при ремонте и эксплуатации устройств электрохимической защиты газопроводов
ТОИ Р-39-004-96
Разработчик: фирма «Газобезопасность» ОАО «Газпром»
Вводится в действие
Срок действия
1.ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ
1.1. К работе по обслуживанию и ремонту устройств электрохимзащиты (ЭХЗ) допускаются лица:
— не моложе 18 лет;
— прошедшие медицинское освидетельствование;
— имеющие специальную подготовку;
— сдавшие экзамен по ПЭЭП и ПТБ в электроустановках потребителей в установленном порядке и имеющие удостоверение на допуск к работе с электроустановками;
— получившие вводный инструктаж по охране труда и инструктаж по технике безопасности на рабочем месте с соответствующей записью в журнале по проведению инструктажа.
Работы по обслуживанию и ремонту устройств ЭХЗ могут выполнять монтеры ЭХЗ, имеющие 3 группу по электробезопасности в электроустановках до 1000 В и не ниже 4 группы при работе в электроустановках выше 1000 В и допущенные к самостоятельной работе.
1.2. Всеми работами по обслуживанию и ремонту устройств средств ЭХЗ руководит инженер ЭХЗ, отвечающий за организационные и технические мерoприятия, обеспечивающие безопасность работ.
1.3. Руководитель подразделения обязан выдать экземпляр инструкции каждому рабочему, который обязан изучить, если какой-либо пункт не понятен — уточнить его содержание у руководителя.
1.4. Опасными и вредными факторами производства работ являются:
— расположение рабочего места на высоте,
— взрыво — и пожароопасность;
— перемещаемый груз;
— движущиеся машины и механизмы;
— недостаточная освещенность рабочего места,
— загазованность воздуха рабочей зоны,
— повышенная/пониженная температура воздуха рабочей зоны,
— наличие электрического тока в электроустановках и электрических сетях.
1.5. Работники, нарушившие требования безопасности производства работ, изложенных в инструкции, несут ответственность в соответствии с действующим законодательством.
1.6. Требования пожаро- и взрывобезопасности:
1.6.1. Пожарная безопасность устройств ЭХЗ должна обеспечиваться исправным техническим состоянием оборудования, укомплектованностью и содержанием в исправном состоянии средств пожаротушения; соблюдением правил пожарной безопасности.
1.6.2. Загорания в электроустановках, кабельных каналах устраняют при помощи углекислотных огнетушителей, запрещается применять пенные огнетушители и воду для тушения электрооборудования, кабелей, находящихся под напряжением.
1.6.3. Разлившуюся горючую жидкость тушат песком, любым пенным огнетушителем, кошмой.
1.6.4. Производить во взрывоопасных помещениях профилактический осмотр и ремонт электрооборудования только после установления отсутствия загазованности среды в помещении.
1.7. Рабочий персонал службы ЭХЗ должен быть обеспечен спецодеждой:
костюм хлопчато-бумажный с водоотталкивающей пропиткой,
сапоги кирзовые,
рукавицы комбинированные,
плащ непромокаемый,
куртка на утепленной прокладке,
брюки на утепленной прокладке,
сапоги валяные.
1.8. В процессе работы персонал должен соблюдать правила внутреннего трудового распорядка предприятия.
1.9. Устройства ЭХЗ должны отвечать следующим требованиям безопасности:
1.9.1. Установка катодной защиты должны оборудоваться отдельным заземляющим контуром в соответствии с требованием «Правил устройств электроустановок».
1.9.2. Сопротивление защитного заземления не должно превышать 4 Ом.
1.9.3. При эксплуатации установок электрохимзащиты должны проводиться периодические наблюдения за состоянием защитных заземлений путем вскрытия и осмотра заземляющих устройств, измерение сопротивления защитного заземления необходимо производить не реже одного раза в год.
1.9.4. Персоналу, снимающему показания приборов, запрещается самостоятельно производить работы в шкафах установок,подниматься на опоры столбовых трансформаторных подстанций, прикасаться к разрядникам и другим токоведущим частям.
1.9.5. На подводе к катодной станции должен быть установлен коммутационный аппарат (рубильник, пакетный выключатель, автомат).
1.9.6. Устройства катодной защиты должны иметь ограждения, предупредительные плакаты, а также закрываться на замок.
1.10. Персонал должен быть обучен методам оказания доврачебной помощи пострадавшим.
2.ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПЕРЕД НАЧАЛОМ РАБОТ
2.1.Перед началом работ все работники должны:
2.1.1.Получить инструктаж по технике безопасности.
2.1.2.Получить задание на работу. Твердо представлять объем порученной работы.
2.1.3. Подготовить необходимый инструмент, спецодежду, защитные и предохранительные приспособления.
2.1.4. Проверить исправность защитных приспособлений (инструмент с изолированными ручками, диэлектрические перчатки, когти, пояс).
2.1.5. Произвести необходимые отключения рубильником, выключателем, автоматом. Вывесить соответствующие плакаты («Не включать. Работают люди», «Не включать — работа на линии»).
2.2. Пользоваться неисправным инструментом, приборами, защитными приспособлениями, срок проверки (испытания) которых истек, не разрешается.
2.3. Отключение воздушной линий электропередач (ЛЭП) 10 кВ должно производиться организацией, обслуживающей данную ЛЭП и должно быть подтверждено официальным сообщением этой организации. После получения подтверждения об отключении ЛЭП до начала работ следует при помощи указателя с применением диэлектрических перчаток проверить отсутствие напряжения в линии и наложить переносное заземление.
2.8. Перед началом ремонтных работ на подземных газопроводах, связанных с разъединением газопровода, необходимо отключить ближайшие СКЗ, установить на разъединяемых участках перемычки с целью предотвращения искрообразования от действия блуждающих токов (сечение перемычки должно быть не менее 25 мм 2).
2.9.Перед началом земляных работ по ремонту заземления необходимо согласовать эти работы с организацией, на территории которой находится это заземление.
3.ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ВО ВРЕМЯ РАБОТЫ
3.1.При обследовании и ремонте устройств электрохимзащиты выполнять только ту работу, которая предусмотрена заданием, не допускать присутствия на рабочем месте посторонних лиц.
3.2.Выполнение каких-либо работ в устройствах электрохимзащиты на токоведущих частях, находящихся под напряжением, а также при приближении грозы не разрешается.
3.3.Земляные работы
3.3.1.Земляные работы при пересечении магистральными газопроводами других подземных коммуникаций разрешается производить только с ведома, а при необходимости — в присутствии представителя организации, которой принадлежат данные коммуникации, при помощи инструментов, которые не повредят газопровод и пересекаемые коммуникации.
3.3.2.Перед началом земляных работ необходимо уточнить место расположения сооружения и глубину его укладки, используя трассоискатели и другие приборы или откапывая шурфы через 50 м.
3.3.3.Рыть шурфы (котлованы) на газопроводе, не имеющем утечек газа, можно землеройными машинами. При приближении к газопроводу на 0,5 м работы должны вестись вручную, без применения ударных инструментов, ломов, кирок и т.п.
3.3.4.Если при проведении земляных работ обнаружится утечка газа, необходимо немедленно прекратить работы, удалить людей и механизмы из охранной зоны газопровода. Работы могут быть продолжены после устранения причин появления газа.
3.3.5. Котлованы при вскрытии газопровода для ремонта должны иметь размеры, позволяющие свободно работать в них не менее чем двум рабочим, а также иметь два выхода с противоположных сторон при диаметре газопровода до 800 мм и 4 выхода (по два с каждой стороны) при диаметре газопровода 800 мм и более.
3.3.6. При рытье шурфов (котлованов) для проверки состояния изоляции и труб, приварки к газопроводу катодных выводов разрешается не снижать давление в газопроводе. Эти работы считаются газоопасными, и для их выполнения должно быть получено разрешение.
3.3.7. Вынимаемый грунт во избежание обвалов укладывают на расстоянии не менее 0,5 м от края котлована.
3.3.8. Вырытые котлованы в местах прохода людей должны быть ограждены.
3.4. Электрическая и термитная сварка.
3.4.1. К производству термитных сварочных работ допускаются лица из персонала службы ЭХЗ, ознакомленные с настоящей инструкцией и правилами производства огневых работ на магистральных газопроводах, прошедшие проверку знаний правил техники безопасности.
3.4.2. Термитная смесь и термитные спички должны храниться раздельно в герметичной упаковке. При необходимости разрешается просушка термитной смеси в течении 40-50 мин. при температуре 100-120 оС. Просушка термитных спичек категорически воспрещается.
3.4.3. Лицо, производящее термитную сварку, должно быть одето в спецодежду:
брезентовую куртку,
брезентовые брюки,
защитные очки.
3.4.4. Для поджигания термитной смеси на газопроводе под давлением обязательно применение дистанционного поджига.
3.4.5. Перед зажиганием термитной смеси все должны покинуть шурф и удалится от него на 5 м, забрав при этом остатки термитной смеси и термитных спичек.
3.4.6. Перед началом электросварки необходимо проверить исправность изоляции сварочных проводов и электродержателя.
3.4.7. Электросварщики должны быть обеспечены шлемом-маской с защитными стеклами и соответствующей спецодеждой.
3.4.8. Приварка проводников к действующему газопроводу производится только с письменного разрешения на производство газоопасных работ и под наблюдением линейного мастера.
3.5. Сварщикам во время работы запрещается:
наблюдать за процессом термитной сварки без защитных очков;
поправлять рукой горячий или остывший патрон;
бросать огарки электродов и не сгоревшие термитные спички в местах с легковоспламеняющимися материалами;
передавать термитные материалы другим лицам не имеющим прямого отношения к сварке;
производить сварку на расстоянии не ближе 50 м от мест хранения горючих жидкостей;
располагать запасы термитной смеси, термитных спичек или запалов на расстоянии менее 5 м от шурфа;
в случае воспламенения термитной смеси применять для ее тушения воду.
3.6. Для тушения термитной смеси используются порошковые огнетушители, заряженные порошком ПХК.
3.7.Изоляционные работы.
3.7.1.Работы по нанесению изоляции на газопровод в котлованах, траншеях должны производить не менее чем двое рабочих.
3.7.2.Приготовление грунтовки разрешается на расстоянии не ближе 50 м от газопровода.
3.7.3. При смешивании бензина с битумом расплавленный битум необходимо вливать тонкой струей в бензин. Температура битума не должна превышать 100 оС.
3.7.4. Горячий битум перевозят только в котлах с закрытыми крышками. В случае загорания битума запрещается гасить пламя водой. Следует закрыть крышку котла, а щели забросать землей. Переносить битум от котла к месту работы следует в специальных, плотно закрытых крышками бачках, имеющих форму усеченного конуса с более широким дном.
3.7.5.Подавать горячий битум в котлованы необходимо в бачках на прочной веревке с крюком или карабином с уложенного через траншею мостика или по специально оборудованным сходням. Работающим запрещается находиться в траншее вблизи опускаемого бачка с горячим битумом.
4.ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ИЗМЕРЕНИЯ
4.1. Бригада по электрическим измерениям должна состоять не меньше, чем из двух человек, один из которых назначается старшим.
4.2. При производстве измерений на линиях электрифицированных железных дорог, на тяговых подстанциях и дренажных установках персоналу запрещается:
прикосновение предметами к контактным проводам и оборудованию, находящемуся под напряжением;
приближение на расстояние менее 2 м к контактной сети, не огражденным проводникам или частям контактной сети;
прикосновение к оборванным проводам контактной сети или к наброшенным на них посторонним предметам;
подъем на опоры контактной сети;
проведение монтажа каких — либо воздушных переходов через провода контактной сети без согласования с железнодорожной администрацией.
4.3. Измерения на рельсовых путях железной дороги производятся двумя лицами, одно из которых следит за движением транспорта.
4.4. Программа измерений должна быть согласована с отделением железной дороги.
4.5. При проведении электрических измерений в зоне действия блуждающих токов, вызванных действием электрифицированных железных дорог на постоянном токе, до подключения к катодному выводу необходимо измерить потенциал между газопроводом и железной дорогой прибором типа ТТ-1 или АВО-5М.
4.6. При обнаружении высокого потенциала подсоединение приборов должно производиьтся в диэлектрических перчатках.
4.7. При контроле изоляции методом катодной поляризации включают в работу генератор или другой источник электропитания только после монтажа всей схемы. Демонтаж схемы осуществляется только при отключенном источнике питания.
4.8. Металлический корпус передвижной автолаборатории «Электрохимзащита», соединенный с корпусами установленных в ней электроустановок (генератора, реостата, выпрямителей и др.), до их включения должен быть надежно заземлен.
6.8.1. Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты подземных газопроводов от коррозии, контроль за эффективностью ЭХЗ и разработка мероприятий по предотвращению коррозионных повреждений газопроводов осуществляются персоналом специализированных структурных подразделений эксплуатационных организаций или специализированными организациями.
6.8.2. Периодичность выполнения работ по техническому обслуживанию, ремонту и проверке эффективности ЭХЗ устанавливается ПБ 12-529. Разрешается совмещать измерения потенциалов при проверке эффективности ЭХЗ с плановыми измерениями электрических потенциалов на газопроводах в зоне действия средств ЭХЗ.
6.8.3. Техническое обслуживание и ремонт изолирующих фланцев и установок ЭХЗ производятся по графикам, утверждаемым в установленном порядке техническим руководством организаций - владельцев электрозащитных установок. При эксплуатации средств ЭХЗ ведется учет их отказов в работе и времени простоя.
6.8.4. Техническое обслуживание катодных установок ЭХЗ включает в себя:
Проверку состояния контура защитного заземления (повторного заземления нулевого провода) и питающих линий. Внешним осмотром проверяется надежность видимого контакта проводника заземления с корпусом электрозащитной установки, отсутствие обрыва питающих проводов на опоре воздушной линии и надежность контакта нулевого провода с корпусом электрозащитной установки;
Осмотр состояния всех элементов оборудования катодной защиты с целью установления исправности предохранителей, надежности контактов, отсутствия следов перегревов и подгаров;
Очистку оборудования и контактных устройств от пыли, грязи, снега, проверку наличия и соответствия привязочных знаков, состояния коверов и колодцев контактных устройств;
Измерение напряжения, величины тока на выходе преобразователя, потенциала на защищаемом газопроводе в точке подключения при включенной и отключенной установке электрохимической защиты. В случае несоответствия параметров электрозащитной установки данным пусконаладки следует произвести регулировку ее режима работы;
Внесение соответствующих записей в эксплуатационном журнале.
6.8.5. Техническое обслуживание протекторных установок включает в себя:
Измерение потенциала протектора относительно земли при отключенном протекторе;
Измерение потенциала "газопровод-земля" при включенном и отключенном протекторе;
Величину тока в цепи "протектор - защищаемое сооружение".
6.8.6. Техническое обслуживание изолирующих фланцевых соединений включает в себя работы по очистке фланцев от пыли и грязи, измерении разности потенциалов "газопровод-земля" до и после фланца, падение напряжения на фланце. В зоне влияния блуждающих токов измерение разности потенциалов "газопровод-земля" до и после фланца следует производить синхронно.
6.8.7. Состояние регулируемых и нерегулируемых перемычек проверяют измерением разности потенциалов "сооружение-земля" в местах подключения перемычки (или в ближайших измерительных пунктах на подземных сооружениях), а также измерением величины и направления тока (на регулируемых и разъемных перемычках).
6.8.8. При проверке эффективности работы установок электрохимической защиты, кроме работ, выполняемых при техническом осмотре, производится измерение потенциалов на защищаемом газопроводе в опорных точках (на границах зоны защиты) и в точках, расположенных по трассе газопровода, через каждые 200 м в населенных пунктах и через каждые 500 м на прямолинейных участках межпоселковых газопроводов.
6.8.9. Текущий ремонт ЭХЗ включает в себя:
Все виды работ по техническому осмотру с проверкой эффективности работы;
Измерение сопротивления изоляции токоведущих частей;
Ремонт выпрямителя и других элементов схемы;
Устранение обрывов дренажных линий.
6.8.10. Капитальный ремонт установок ЭХЗ включает в себя работы, связанные с заменой анодных заземлителей, дренажных и питающих линий.
После капитального ремонта основное оборудование электрохимической защиты проверяется в работе под нагрузкой в течение времени, указанного заводом-изготовителем, но не менее 24 ч.
Порядок приемки и ввода в эксплуатацию устройств электрохимической защиты от коррозии
Установки
электрохимической защиты (ЭХЗ) вводят в эксплуатацию после
завершения пусконаладочных работ и испытания на стабильность в
течение 72 ч.
Электрозащитные установки
принимает в эксплуатацию комиссия, в состав которой входят
представители следующих организаций: заказчика; проектной (по
необходимости); строительной; эксплуатационной, на баланс которой
будет передана построенная электрозащитная установка; конторы
"Подземметаллзащита" (службы защиты); местных органов
Ростехнадзора; городских (сельских) электросетей.
Данные проверки
готовности объектов к сдаче заказчик сообщает телефонограммой
организациям, входящим в состав приемной комиссии.
Заказчик предъявляет
приемной комиссии: проект на устройство электрической защиты; акты
на выполнение строительно-монтажных работ; исполнительные чертежи и
схемы с нанесением зоны действия защитной установки; справку о
результатах наладки защитной установки; справку о влиянии защитной
установки на смежные подземные сооружения; паспорта электрозащитных
устройств; акты на приемку электрозащитных установок в
эксплуатацию; разрешение на подключение мощности к электрической
сети; документацию о сопротивлении изоляции кабелей и растеканию
защитного заземления.
После ознакомления с
исполнительной документацией приемная комиссия проверяет выполнение
запроектированных работ - средств и узлов электрозащиты, в том
числе изолирующих фланцевых соединений, контрольно-измерительных
пунктов, перемычек и других узлов, а также эффективность действия
установок электрохимической защиты. Для этого измеряют
электрические параметры установок и потенциалы трубопровода
относительно земли на участке, где в соответствии с проектом
зафиксирован минимальный и максимальный защитный потенциал.
Электрозащитную установку
вводят в эксплуатацию только после подписания комиссией акта о
приемке.
Если отступления от
проекта или недовыполнение работ влияют на эффективность защиты
либо противоречат требованиям эксплуатации, то они должны быть
отражены в акте с указанием сроков их устранения и представления к
повторной приемке.
Каждой принятой установке
присваивают порядковый номер и заводят специальный паспорт
электрозащитной установки, в которой заносят все данные приемочных
испытаний.
При приемке в
эксплуатацию изолирующих фланцев представляют: заключение проектной
организации на установку изолирующих фланцев; схему трассы
газопровода с точными привязками мест установки изолирующих фланцев
(привязки изолирующих фланцев могут быть даны на отдельном эскизе);
заводской паспорт изолирующего фланца (если последний получен с
завода).
Приемку в эксплуатацию
изолирующих фланцев оформляют справкой. Принятые в эксплуатацию
изолирующие фланцы регистрируют в специальном журнале.
При приемке в
эксплуатацию шунтирующих электроперемычек представляют заключение
проектной организации на установку электрической перемычки с
обоснованием ее типа; исполнительный чертеж перемычки на подземных
сооружениях с привязками мест установки; акт на скрытые работы со
ссылкой на соответствие проекту конструктивного исполнения
электроперемычки.
При приемке в
эксплуатацию контрольных проводников и контрольно-измерительных
пунктов представляют исполнительный чертеж с привязками, акт на
скрытые работы со ссылкой на соответствие проекту конструктивного
исполнения контрольных проводников и контрольно-измерительных
пунктов.
Электрические измерения на газопроводе
Электрические
коррозионные измерения на подземных стальных трубопроводах
выполняют для определения степени опасности электрохимической
коррозии подземных трубопроводов и эффективности действия
электрохимической защиты.
Коррозионные измерения
осуществляются при проектировании, строительстве и эксплуатации
противокоррозионной защиты подземных стальных трубопроводов.
Показатели коррозионной активности грунта по отношению к стали
приведены в табл.1.
Таблица 1
Показатели коррозионной активности грунта по отношению к стали
|
Степень коррозионной активности |
Удельное
электрическое сопротивление грунта, Ом-м |
Потери массы образца, г |
Средняя плотность поляризующего тока, мА/см |
|
Низкая |
|||
|
Средняя |
|||
|
Высокая |
Критерием опасности
коррозии, вызываемой блуждающими токами, является наличие
положительной или знакопеременной разности потенциалов между
трубопроводом и землей (анодной или знакопеременной зоны).
Опасность коррозии подземных трубопроводов блуждающими токами
оценивают на основании электрических измерений. Основным
показателем, определяющим опасность коррозии стальных подземных
трубопроводов под действием переменного тока электрифицированного
транспорта, является смещение разности потенциалов между
трубопроводом и землей в отрицательную сторону не менее чем на 10
мВ по сравнению со стандартным потенциалом трубопровода.
Защита подземных стальных
трубопроводов от почвенной коррозии и коррозии, вызываемой
блуждающими токами, осуществляется путем их изоляции от контакта с
окружающим грунтом и ограничения проникновения блуждающих токов из
окружающей среды и путем катодной поляризации металла
трубопровода.
Для уменьшения влияния
коррозии рационально выбирают трассу трубопровода, а также
используют различные типы изоляционных покрытий и специальные
способы прокладки газопроводов.
Целью коррозионных
измерений при проектировании защиты вновь сооружаемых подземных
трубопроводов является выявление участков трасс, опасных в
отношении подземной коррозии. При этом определяют коррозионную
активность грунта и значения блуждающих токов в земле.
При проектировании защиты
уложенных в землю трубопроводов проводят коррозионные измерения с
целью выявления участков, находящихся в зонах коррозионной
опасности, вызванной агрессивностью грунта или влиянием блуждающих
токов. Определяют коррозионную активность грунта, измеряя разность
потенциалов между трубопроводом и землей, а также определяя
значение и направление тока в трубопроводе.
Коррозионные измерения
при строительстве подземных трубопроводов делятся на две группы:
проводимые при производстве изоляционно-укладочных работ и
проводимые при монтажных работах и наладке электрохимической
защиты. При монтажных работах и наладке электрохимической защиты
измерения проводят для определения параметров установок
электрохимической защиты и контроля эффективности их действия.
В
сети действующих газопроводов измерение потенциалов проводят в
зонах действия средств электрозащиты подземных сооружений и в зонах
влияния источников блуждающих токов два раза в год, а также после
каждого значительного изменения коррозионных условий (режима работы
электрозащитных установок, системы электроснабжения
электрифицированного транспорта). Результаты измерения фиксируют в
картах-схемах подземных трубопроводов. В остальных случаях
измерения производят один раз в год.
Удельное сопротивление
грунта определяют с помощью специальных измерительных приборов
М-416, Ф-416 и ЭГТ-1М.
Для измерения напряжений
и тока при коррозионных измерениях используют показывающие и
регистрирующие приборы. Вольтметры применяют с внутренним
сопротивлением не менее 20 Ом на 1 В. При проведении коррозионных
измерений применяют неполяризующиеся медно-сульфатные
электроды.
Медно-сульфатный
неполяризующийся электрод ЭН-1 состоит из пористой керамической
чашки и пластмассовой крышки, в которую ввинчивается медный
стержень. В медном стержне сверху высверлено отверстие для
присоединения вилки. Во внутреннюю плоскость электрода заливается
насыщенный раствор медного купороса. Сопротивление электрода не
более 200 Ом. В футляре обычно размещают два электрода.
Неполяризующийся
медно-сульфатный электрод сравнения НН-СЗ-58 (рис.1) состоит из
неметаллического корпуса 3
с деревянной пористой диафрагмой
5
, крепящейся к корпусу с кольцом 4
. В верхней части
сосуда через резиновую пробку 1
проходит медный стержень
2
, имеющий на наружном конце зажим (гайку с шайбами) для
подключения соединительного провода.
Рис.1. Неполяризующийся медно-сульфатный электрод сравнения НН-СЗ-58:
1 - резиновая пробка; 2 - медный стержень; 3 - корпус; 4 - кольцо; 5 - диафрагма
Переносной
неполяризующийся медно-сульфатный электрод сравнения МЭП-АКХ
состоит из пластмассового корпуса с пористым керамическим дном и
навинчивающейся крышкой с впрессованным в нее медным электродом.
Электрод выпускают с различной формой пористого дна - плоской,
конической или полусферической. Материалы, из которых изготовлены
электроды МЭП-АКХ, и заливаемый в них электролит позволяют
проводить измерения при температуре до -30 °С. Электролит состоит
из двух частей этиленгликоля и трех частей дистиллированной воды. В
теплое время года в электродах может быть использован электролит из
обычного насыщенного раствора сульфата меди.
Стальные электроды
представляют собой стержень длиной 30-35 см, диаметром 15-20 мм.
Конец электрода, забиваемый в землю, заточен в виде конуса. На
расстоянии 5-8 см от верхнего конца электрод просверлен, и в
отверстие запрессован болт с гайкой для подключения измерительных
приборов.
Неполяризующийся
медно-сульфатный электрод длительного действия с датчиком
электрохимического потенциала используется в качестве электрода
сравнения при измерениях разности потенциалов между трубопроводом и
землей, а также поляризованного потенциала стального трубопровода,
защищаемого методом катодной поляризации.
4.7 ЭКСПЛУАТАЦИЯ УСТАНОВОК ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ
4.7.1 При эксплуатации установок ЭХЗ должны проводиться периодические технические осмотры и проверка эффективности их работы.
На каждой защитной установке необходимо иметь журнал контроля, в который заносятся результаты осмотра и измерений.
4.7.2 Обслуживание установок ЭХЗ в процессе эксплуатации должно осуществляться в соответствии с графиком технических осмотров и планово-предупредительных ремонтов. График технических осмотров и планово-предупредительных ремонтов должен включать определение видов и объемов осмотров и ремонтных работ, сроки их проведения, указания по организации учета и отчетности о выполненных работах.
Основное назначение работ - содержание установок ЭХЗ защиты в состоянии полной работоспособности, предупреждение их преждевременного износа и отказов в работе.
4.7.3 Технический осмотр включает:
Осмотр всех элементов установки с целью выявления внешних дефектов, проверку плотности контактов, исправности монтажа, отсутствия механических повреждений отдельных элементов, отсутствия подгаров и следов перегревов, отсутствия раскопок на трассе дренажных кабелей и анодных заземлений;
Проверку исправности предохранителей;
Очистку корпуса дренажного и катодного преобразователя, блока совместной защиты снаружи и внутри;
Измерение тока и напряжения на выходе преобразователя или между гальваническим анодом (протектором) и трубой;
Измерение поляризационного или суммарного потенциала трубопровода в точке подключения установки;
Производство записи в журнале установки о результатах выполненной работы.
4.7.4 Текущий ремонт включает:
Измерение сопротивления изоляции питающих кабелей;
Одну или две из указанных ниже работ по ремонту: линий питания (до 20% протяженности), выпрямительного блока, блока управления, измерительного блока, корпуса установки и узлов крепления, дренажного кабеля (до 20% протяженности), контактного устройства контура анодного заземления, контура анодного заземления (в объеме менее 20%).
4.7.5 Капитальный ремонт включает:
Все работы по техническому осмотру;
Более двух ремонтных работ, перечисленных в пункте 4.7.4, либо ремонт в объеме более 20% - линии питания, дренажного кабеля, контура анодного заземления.
4.7.6 Внеплановый ремонт - вид ремонта, вызванный отказом в работе оборудования и не предусмотренный годовым планом ремонта.
Отказ в работе оборудования должен быть зафиксирован аварийным актом, в котором указываются причины аварии и подлежащие устранению дефекты.
Технический осмотр - 2 раза в месяц для катодных, 4 раза в месяц - для дренажных установок и 1 раз в 6 месяцев - для установок гальванической защиты (при отсутствии средств телемеханического контроля). При наличии средств телемеханического контроля сроки проведения технических осмотров устанавливаются руководством эксплуатационной организации с учетом данных о надежности устройств телемеханики;
Текущий ремонт - 1 раз в год;
Капитальный ремонт - в зависимости от условий эксплуатации (ориентировочно 1 раз в 5 лет).
4.7.8 С целью оперативного выполнения внеплановых ремонтов и сокращения перерывов в работе ЭХЗ в организациях, эксплуатирующих устройства ЭХЗ, целесообразно иметь резервный фонд преобразователей для катодной и дренажной защиты из расчета 1 резервный преобразователь на 10 действующих.
4.7.9 При проверке параметров электродренажной защиты измеряют дренажный ток, устанавливают отсутствие тока в цепи дренажа при перемене полярности трубопровода относительно рельсов, определяют порог срабатывания дренажа (при наличии реле в цепи дренажа или цепи управления), а также сопротивление в цепи электродренажа.
4.7.10 При проверке параметров работы катодной станции измеряют ток катодной защиты, напряжение на выходных клеммах катодной станции и потенциал трубопровода на контактном устройстве.
4.7.11 При проверке параметров установки гальванической защиты измеряют:
1) силу тока в цепи гальванический анод (ГА) - защищаемое сооружение;
2) разность потенциалов между ГА и трубой;
3) потенциал трубопровода в точке присоединения ГА при подключенном ГА.
4.7.12 Эффективность ЭХЗ проверяют не реже, чем 2 раза в год (с интервалом не менее 4 месяцев), а также при изменении параметров работы установок ЭХЗ и при изменениях коррозионных условий, связанных с:
Прокладкой новых подземных сооружений;
Изменением конфигурации газовой и рельсовой сети в зоне действия защиты;
Установкой ЭХЗ на смежных коммуникациях.
4.7.13 Контроль эффективности ЭХЗ подземных стальных трубопроводов производится по поляризационному потенциалу или при отсутствии возможности его измерений - по суммарному потенциалу трубопровода в точке подключения установки ЭХЗ и на границах создаваемых ею зон защиты. Для подключения к трубопроводу могут быть использованы контрольно-измерительные пункты, вводы в здания и другие элементы трубопровода, доступные для производства измерений. На трубопроводе до места присоединения не должно быть фланцевых или электроизолирующих соединений, если на них не установлены электрические перемычки.
4.7.14 Поляризационный потенциал стальных трубопроводов измеряют на стационарных КИПах, оборудованных медносульфатным электродом сравнения длительного действия с датчиком потенциала - вспомогательным электродом (ВЭ, рис.4.7.1), или на нестационарных КИПах с помощью переносного медносульфатного электрода сравнения с датчиком потенциала - вспомогательным электродом (ВЭ, рис.4.7.2).
Рис.4.7.1 Схема измерения поляризационного потенциала на стационарных КИПах
1 - трубопровод; 2 - контрольные проводники; 3 - прибор типа 43313.1; 4 - стационарный медносульфатный электрод сравнения; 5 - датчик потенциала.
Примечание:
Рис.4.7.2 Схема измерения поляризационного потенциала на нестационарных КИПах
1 - трубопровод; 2 - датчик потенциала; 3 - переносный медносульфатный электрод сравнения; 4 - прибор типа 43313.1
Примечание:
При использовании прибора типа ПКИ-02 проводник от трубопровода присоединяют к соответствующей клемме прибора.
4.7.15 Для измерений поляризационного потенциала на нестационарных КИПах используют ВЭ и переносной медносульфатный электрод сравнения, устанавливаемые на время измерений в специальном шурфе.
Подготовку шурфа и установку ВЭ производят в следующем порядке:
В намеченном пункте измерений (где имеется возможность подключения к трубопроводу) с помощью трассоискателя или по привязкам на плане трассы трубопровода определяют месторасположение трубопровода.
Над трубопроводом или в максимальном приближении к нему в месте отсутствия дорожного покрытия делают шурф глубиной 300-350 мм и диаметром 180-200 мм.
Датчик (ВЭ) и переносной электрод сравнения следует устанавливать на расстоянии не менее 3h от трубок гидравлических затворов, конденсатосборников и контрольных трубок (h - расстояние от поверхности земли до верхней образующей трубопровода).
Перед установкой в грунт ВЭ зачищают шкуркой шлифовальной (ГОСТ 6456-82) зернистостью 40 и меньше и насухо протирают. Предварительно из взятой со дна шурфа части грунта, контактирующего с ВЭ, должны быть удалены твердые включения размером более 3 мм. На выровненное дно шурфа насыпают слой грунта толщиной 30 мм. Затем укладывают ВЭ рабочей поверхностью вниз и засыпают его грунтом до отметки 60-80 мм от дна шурфа. Грунт над ВЭ утрамбовывают с усилием 3-4 кг на площадь ВЭ. Сверху устанавливают переносной электрод сравнения и засыпают грунтом. Переносной электрод сравнения перед установкой подготавливают по п.4.2.12. При наличии атмосферных осадков предусматривают меры против увлажнения грунта и попадания влаги в шурф.
4.7.16 Для измерения поляризационного потенциала используют приборы с прерывателем тока (например, типа 43313.1 или ПКИ-02).
Прерыватель тока обеспечивает попеременное подключение ВЭ к трубопроводу и к измерительной цепи.
Измерения на стационарных и нестационарных КИПах производят следующим образом. К соответствующим клеммам приборов (рис.4.7.1 и 4.7.2) присоединяют контрольные проводники от трубопровода, ВЭ и электрода сравнения; включают прибор. Через 10 мин после включения прибора измеряют потенциалы с записью результатов через каждые 10 с или при использовании прибора ПКИ-02 - с хранением в памяти прибора. Продолжительность измерений при отсутствии блуждающих токов не менее 10 мин. При наличии блуждающих токов продолжительность измерений принимается в соответствии с рекомендациями, изложенными в п.4.2.13.
Результаты измерений заносят в протокол (Приложение Ц).
Примечания:
1. Продолжительность измерений потенциала трубопровода в точке подключения установки защиты при ее техническом осмотре (см. п.4.7.3) может составлять 5 мин.
2. Если на стационарном КИПе ВЭ постоянно подключен к катодно поляризуемому трубопроводу, то измерения поляризационного потенциала начинаются непосредственно после подключения прибора.
4.7.17 Среднее значение поляризационного потенциала Е ср , В, вычисляют по формуле:
,
где E i - сумма измеренных n значений поляризационных потенциалов (В) за весь период измерений;
n - общее число измерений.
4.7.18 По окончании измерительных работ на нестационарном КИП и извлечения из шурфа электрода сравнения и ВЭ шурф засыпают грунтом. В целях обеспечения возможности повторных измерений в данной точке на плане прокладки трубопровода делают привязку пункта измерений.
4.7.19 Для определения эффективности ЭХЗ по суммарному потенциалу (включающему поляризационную и омическую составляющие) используют приборы типа ЭВ 2234, 43313.1, ПКИ-02. Переносные электроды сравнения устанавливают на поверхности земли на минимально возможном расстоянии (в плане) от трубопровода, в том числе на дне колодца. Режим измерений - по п.4.7.15.
4.7.20 Среднее значение суммарного потенциала U ср (В) вычисляют по формуле:
,
где U i - сумма значений суммарного потенциала, n - общее число отсчетов.
Результаты измерений заносятся в сводный журнал (Приложение Ц), а также могут фиксироваться на картах-схемах подземных трубопроводов.
4.7.21 При защите по смягченному критерию защищенности минимальный (по абсолютной величине) защитный поляризационный потенциал определяется по формуле:
Е мин = Е ст – 0,10 В,
где Е ст - стационарный потенциал вспомогательного электрода (датчика потенциала).
Поляризационный потенциал измеряют в соответствии с п.4.7.15.
Для определения Е ст датчика (ВЭ) датчик отключают от трубы и через 10 мин после отключения измеряют его потенциал Е . Если измеренный потенциал отрицательнее - 0,55 В, то это значение принимается за Е ст . Если измеренный потенциал по абсолютной величине равен или меньше 0,55 В, то принимается Е ст = -0,55 В. Значения Е ст (измеренное и принятое) заносятся в протокол (Приложение Ц).
4.7.22 При обнаружении неэффективной работы установок катодной или дренажной защиты (сокращены зоны их действия, потенциалы отличаются от допустимых защитных) необходимо произвести регулирование режима работы установок ЭХЗ.
Если потенциал трубопровода на участке подключения гальванического анода (ГА) окажется меньше (по абсолютному значению) проектного или минимального защитного потенциала, необходимо проверить исправность соединительного провода между ГА и трубопроводом, мест припайки его к трубопроводу и ГА. Если соединительный провод и места припайки его окажутся исправными, а потенциал по абсолютному значению не увеличивается, то делают шурф на глубину закопки ГА для его осмотра и проверки наличия вокруг него засыпки (активатора).
4.7.23 Сопротивление растеканию тока анодного заземления следует измерять во всех случаях, когда режим работы катодной станции резко меняется, но не реже 1 раза в год.
Сопротивление растеканию тока анодного заземления определяют как частное от деления напряжения на выходе катодной установки на ее выходной ток или с помощью прибора М-416 и стальных электродов по схеме на рис.4.7.3.
Рис.4.7.3 Измерение сопротивления растеканию тока анодного заземления
1 - анодные заземлители; 2 - контрольно-измерительный пункт; 3 - измерительный прибор;
4 - измерительный электрод; 5 - питающий электрод; 6 - дренажный провод.
При длине анодного заземлителя l а.з питающий электрод относят на расстояние b 3 l а.з , измерительный электрод - на расстояние a 2 l а.з
4.7.24 Сопротивление защитного заземления электроустановок измеряют не реже 1 раза в год. Схема измерения сопротивления растеканию тока защитного заземления приведена на рис.4.7.3. Измерения следует производить в наиболее сухое время года.
4.7.25 Исправность электроизолирующих соединений проверяют не реже 1 раза в год. Для этой цели используют специальные сертифицированные индикаторы качества электроизолирующих соединений.
При отсутствии таких индикаторов измеряют падение напряжения на электроизолирующем соединении или синхронно потенциалы трубы по обеим сторонам электроизолирующего соединения. Измерение проводят при помощи двух милливольтметров. При исправном электроизолирующем соединении синхронное измерение показывает скачок потенциала.
В случае применения изолирующих вставок ЗАО ";Экогаз"; (г.Владимир), имеющих металлическую муфту, изолированную с обеих сторон от трубопровода, проверить их исправность можно определением сопротивлений муфты относительно каждой из сторон трубопровода с помощью мегомметра напряжением до 500 В. Сопротивление должно быть не менее 200 кОм.
Результаты проверки оформляют протоколами согласно Приложению Ч.
4.7.26 Если на действующей установке ЭХЗ в течение года наблюдалось 6 и более отказов в работе преобразователя, последний подлежит замене. Для определения возможности дальнейшего использования преобразователя необходимо провести его испытание в объеме, предусмотренном требованиями предустановочного контроля.
4.7.27 В случае если за время эксплуатации установки ЭХЗ общее количество отказов в ее работе превысит 12, необходимо провести обследование технического состояния трубопровода по всей длине защитной зоны.
4.7.28 Организации, осуществляющие эксплуатацию устройств ЭХЗ, должны ежегодно составлять отчет об отказах в их работе.
4.7.29 Суммарная продолжительность перерывов в работе установок ЭХЗ не должна превышать 14 суток в течение года.
В тех случаях, когда в зоне действия вышедшей из строя установки ЭХЗ защитный потенциал трубопровода обеспечивается соседними установками ЭХЗ (перекрывание зон защиты), то срок устранения неисправности определяется руководством эксплуатационной организации.
4.8 ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИИ И ОПАСНОСТИ КОРРОЗИИ ТРУБОПРОВОДОВ
4.8.1 Во всех шурфах, отрываемых при ремонте, реконструкции и ликвидации дефектов изоляции или коррозионных повреждений трубопровода, должны определяться коррозионное состояние металла и качество изоляционного покрытия.
4.8.2 При обнаружении коррозионного повреждения на действующем трубопроводе проводится обследование с целью выявления причины коррозии и разработки противокоррозионных мероприятий.
Форма акта обследования утверждается руководителем хозяйства, эксплуатирующего данный трубопровод.
В акте должны быть отражены:
Год ввода в эксплуатацию данного участка трубопровода, диаметр трубопровода, толщина стенки, глубина укладки;
Тип и материал изоляционного покрытия;
Состояние покрытия (наличие повреждений);
Толщина, переходное сопротивление, адгезия покрытия;
Коррозионная агрессивность грунта;
Наличие опасного действия блуждающих токов;
Сведения о дате включения защиты и данные об имевших место отключениях ЭХЗ;
Данные измерения поляризационного потенциала трубы и потенциала трубы при выключенной защите;
Состояние наружной поверхности трубы вблизи места повреждения, наличие и характер продуктов коррозии, количество и размеры повреждений и их расположение по периметру трубы.
При обнаружении высокой коррозионной агрессивности грунта или опасного действия блуждающих токов при шурфовом обследовании следует дополнительно определить коррозионную агрессивность грунта и наличие опасного действия блуждающих токов на расстоянии около 50 м по обе стороны от места повреждения по трассе трубопровода.
В заключении должна быть указана причина коррозии и предложены противокоррозионные мероприятия.
Возможная форма акта приведена в Приложении Ш.
4.8.3 Определение опасного действия блуждающих токов (по пп.4.2.16-4.2.24) на участках трубопроводов, ранее не требовавших ЭХЗ, проводится 1 раз в 2 года, а также при каждом изменении коррозионных условий.
4.8.4 Оценка коррозионной агрессивности грунтов (по п.п.4.2.1-4.2.8) по трассе трубопроводов, ранее не требовавших ЭХЗ, проводится 1 раз в 5 лет, а также при каждом изменении коррозионных условий.
4.8.5 На участках трубопровода, где произошло коррозионное повреждение, после его ликвидации целесообразно предусмотреть установку индикаторов коррозии (п.4.3.11 и Приложение О).
ПРИЛОЖЕНИЯ
Приложение А
(Справочное)
ПЕРЕЧЕНЬ
нормативных документов, на которые имеются ссылки в настоящей инструкции
1. ГОСТ 9.602-89*. Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии. С учетом Изм. № 1.
2. ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.
3. ГОСТ 16336-77*. Композиции полиэтилена для кабельной промышленности. Технические условия.
4. ГОСТ 16337-77* Е. Полиэтилен высокого давления. Технические условия.
5. ГОСТ 9812-74. Битумы нефтяные. Методы определения водонасыщаемости.
6. ГОСТ 11506-73*. Битумы нефтяные. Метод определения температуры размягчения по кольцу и шару.
7. ГОСТ 11501-78*. Битумы нефтяные. Метод определения глубины проникновения иглы.
8. ГОСТ 11505-75*. Битумы нефтяные. Метод определения растяжимости.
9. ГОСТ 15836-79. Мастика битумно-резиновая изоляционная.
10. ГОСТ 2678-94. Материалы рулонные кровельные и гидроизоляционные. Методы испытаний.
11. ГОСТ 19907-83. Ткани электроизоляционные из стеклянных крученых комплексных нитей.
12. ГОСТ 12.4.011-89. ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация.
13. ГОСТ 6709-72. Вода дистиллированная.
14. ГОСТ 19710-83Е. Этиленгликоль. Технические условия.
15. ГОСТ 4165-78. Медь сернокислая 5-водная. Технические условия.
16. ГОСТ 5180-84. Грунты. Методы лабораторного определения физических характеристик.
17. ГОСТ 6456-82. Шкурка шлифовальная бумажная. Технические условия.
18. Правила безопасности в газовом хозяйстве (ПБ 12-245-98). М.: НПО ОБТ, 1999 г.
19. СНиП 11-01-95. Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений.
20. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). 6-е издание. М.: ЗАО ";Энерго";, 2000 г.
21. Правила эксплуатации электроустановок потребителей (ПЭЭП) Главэнергонадзора России.
22. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей (ПТБЭЭП) Главэнергонадзора России.
23. ТУ 1394-001-05111644-96. Трубы стальные с двухслойным покрытием из экструдированного полиэтилена.
24. ТУ 1390-003-01284695-00. Трубы стальные с наружным покрытием из экструдированного полиэтилена.
25. ТУ 1390-002-01284695-97. Трубы стальные с наружным покрытием из экструдированного полиэтилена.
26. ТУ 1390-002-01297858-96. Трубы стальные диаметром 89-530 мм с наружным антикоррозионным покрытием из экструдированного полиэтилена.
27. ТУ 1390-003-00154341-98. Трубы стальные электросварные и бесшовные с наружным двухслойным антикоррозионным покрытием на основе экструдированного полиэтилена.
28. ТУ 1390-005-01297858-98. Трубы стальные с наружным двухслойным защитным покрытием на основе экструдированного полиэтилена.
29. ТУ РБ 03289805.002-98. Трубы стальные диаметром 57-530 мм с наружным двухслойным покрытием на основе экструдированного полиэтилена.
30. ТУ 1394-002-47394390-99. Трубы стальные диаметром от 57 до 1220 мм с покрытием из экструдированного полиэтилена.
31. ТУ 1390-013-04001657-98. Трубы диаметром 57-530 мм с наружным комбинированным ленточно-полиэтиленовым покрытием.
32. ТУ 1390-014-05111644-98. Трубы диаметром 57-530 мм с наружным комбинированным ленточно-полиэтиленовым покрытием.
33. ТУ РБ 03289805.001-97. Трубы стальные диаметром 57-530 мм с наружным комбинированным ленточно-полиэтиленовым покрытием.
34. ТУ 4859-001-11775856-95. Трубы стальные с покрытием из полимерных липких лент.
35. ТУ 2245-004-46541379-97. Лента термоусаживающаяся двухслойная радиационномодифицированная ";ДОНРАД";.
36. ТУ 2245-002-31673075-97. Лента термоусаживающаяся двухслойная радиационномодифицированная ";ДРЛ";.
37. ТУ 2245-001-44271562-97. Лента защитная термоусаживающаяся ";Терма";.
38. ТУ РБ 03230835-005-98. Ленты термоусаживаемые двухслойные.
39. ТУ 8390-002-46353927-99. Полотно нетканое термоскрепленое техническое.
40. ТУ 8390-007-05283280-96. Полотно нетканое клееное для технических целей.
41. ТУ 2245-003-1297859-99. Лента полиэтиленовая для защиты нефте-газопроводов ";ПОЛИЛЕН";.
42. ТУ 2245-004-1297859-99. Обертка полиэтиленовая для защиты нефте-газопроводов ";ПОЛИЛЕН - ОБ";.
43. ТУ 38.105436-77 с Изм. № 4. Полотно резиновое гидроизоляционное.
44. ТУ 2513-001-05111644-96. Мастика битумно-полимерная для изоляционных покрытий подземных трубопроводов.
45. ТУ 2245-001-48312016-01. Лента полимерно-битумная на основе мастики ";Транскор"; - ЛИТКОР.
46. ТУ 2245-024-16802026-00. Лента ЛИАМ-М (модифицированная) для изоляции подземных газо- нефтепроводов.
47. ТУ 5775-002-32989231-99. Мастика битумно-полимерная изоляционная ";Транскор";.
48. ТУ 204 РСФСР 1057-80. Покрытие защитное битумно-атактическое от подземной коррозии стальных газовых и водопроводных сетей и емкостей хранения сжиженного газа.
Рабочая программа7 Владимир 2005 г. 1 ПРЕДИСЛОВИЕ Целью дисциплины "Автоматизация систем... обнаружения скрытых (подземных ) утечек наружных... изношенных газопроводов». 9.13. Инструкция по защите городских трубопроводов от коррозии . РД 153 -39 .4-091 -01 9.14. ГОСТ 9.602 ...
Свод правил по проектированию и строительству проектирование и строительство газопроводов из металлических труб designing and construction of gas pipelines from metal pipes предисловие
Документ05-27 ПРЕДИСЛОВИЕ 1 ... защиты подземных трубопроводов от коррозии ТУ... РД 153 -39 .4-091 -01 Инструкция по защите городских подземных газопроводов РД 12-411-01 Инструкция по подземных стальных газопроводов РД ...
Свод правил по проектированию и строительству проектирование и строительство газопроводов из металлических труб предисловие
Документ27 ПРЕДИСЛОВИЕ 1 ... защиты подземных трубопроводов от коррозии ... 153 -39 .4-091 -01 Инструкция по защите городских подземных газопроводов S M12291 1200025080РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных азопроводов S РД ...
Саморегулируемая организация некоммерческое партнерство «объединение организаций осуществляющих подготовку проектной документации энергетических объектов сетей и подстанций «энергопроект»
ДокументЭнергетики по состоянию на 01 .01 .2012 г. Содержание Предисловие Приложение... -98* Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии . 23 ... РД 34.03.211) Инструкция по технике безопасности при ведении крепежных работ в подземных ...
