==========================================

TYPOWA INSTRUKCJA BEZPIECZEŃSTWA PRACY

przy naprawie i eksploatacji urządzeńochrona elektrochemiczna gazociągów

TOI R-39-004-96

Deweloper: firma „Gazobezopasnost” SA „Gazprom”

Wejście w życie

Ważność

1.OGÓLNE WYMAGANIA BEZPIECZEŃSTWA

1.1. Przy konserwacji i naprawie elektrochemicznych urządzeń ochronnych (ECP) mogą pracować następujące osoby:

- nie młodszy niż 18 lat;

- zdał egzamin lekarski;

- odbycie specjalnego przeszkolenia;

— zdał egzamin z PEEP i PTB w instalacjach elektrycznych odbiorców w we właściwym czasie oraz posiadanie świadectwa dopuszczenia do pracy przy instalacjach elektrycznych;

— który odbył odprawę wprowadzającą z zakresu ochrony pracy i bezpieczeństwa w miejscu pracy, z odpowiednim wpisem w dzienniku odpraw.

Prace związane z konserwacją i naprawą urządzeń ECP mogą wykonywać monterzy ECP, którzy posiadają grupę 3 w zakresie bezpieczeństwa elektrycznego w instalacjach elektrycznych do 1000 V i nie mniej niż grupę 4 w przypadku pracy w instalacjach elektrycznych powyżej 1000 V i posiadają uprawnienia do samodzielnej pracy.

1.2. Wszystkimi pracami związanymi z konserwacją i naprawą urządzeń środków ECP kieruje inżynier ECP, który odpowiada za środki organizacyjno-techniczne zapewniające bezpieczeństwo pracy.

1.3. Kierownik jednostki ma obowiązek wydać kopię instrukcji każdemu pracownikowi, który ma obowiązek się z nią zapoznać, a jeżeli jakiś element jest niejasny, sprawdzić jej treść z kierownikiem.

1.4. Czynnikami niebezpiecznymi i szkodliwymi w produkcji dzieł są:

- Lokalizacja Miejsce pracy na wysokości,

- zagrożenie wybuchem i pożarem;

- przewożony ładunek;

— maszyny i mechanizmy ruchome;

- niedostateczne oświetlenie miejsca pracy,

- zanieczyszczenie powietrza Obszar roboczy,

- podwyższona/obniżona temperatura powietrza w obszarze pracy,

- obecność prądu elektrycznego w instalacjach elektrycznych i sieciach elektrycznych.

1,5. Pracownicy, którzy naruszą wymogi bezpieczeństwa przy wykonywaniu pracy określone w instrukcji, ponoszą odpowiedzialność zgodnie z obowiązującymi przepisami prawa.

1.6. Wymagania bezpieczeństwa przeciwpożarowego i wybuchowego:

1.6.1. Bezpieczeństwo przeciwpożarowe Urządzenia ECP należy zapewnić poprzez dobry stan techniczny urządzeń, kompletność i utrzymanie sprzętu gaśniczego w dobrym stanie; przestrzeganie przepisów bezpieczeństwa przeciwpożarowego.

1.6.2. Pożary w instalacjach elektrycznych, kanałach kablowych eliminujemy gaśnicami na dwutlenek węgla, do gaszenia urządzeń elektrycznych, kabli pod napięciem zabrania się używania gaśnic pianowych i wody.

1.6.3. Rozlaną ciecz łatwopalną gasić piaskiem, dowolną gaśnicą pianową lub matą filcową.

1.6.4. Przeglądy zapobiegawcze i naprawy urządzeń elektrycznych w pomieszczeniach zagrożonych wybuchem należy wykonywać dopiero po stwierdzeniu braku zanieczyszczeń gazowych w środowisku.

1.7. Personel pracujący w służbie ECP musi być wyposażony w kombinezon:

kombinezon bawełniany z impregnacją wodoodporną,

buty plandekowe,

rękawiczki kombinowane,

wodoodporny płaszcz przeciwdeszczowy,

ocieplana kurtka,

spodnie z ocieplaną podszewką,

filcowe buty.

1.8. W trakcie pracy personel musi przestrzegać zasad wewnętrznych przepisów pracy przedsiębiorstwa.

1.9. Urządzenia ECP muszą spełniać następujące wymagania bezpieczeństwa:

1.9.1. Instalacja ochrony katodowej musi być wyposażona w oddzielny obwód uziemiający zgodnie z wymaganiami „Zasad instalacji elektrycznej”.

1.9.2. Rezystancja uziemienia ochronnego nie może przekraczać 4 omów.

1.9.3. W czasie eksploatacji instalacji ochrony elektrochemicznej należy prowadzić okresową kontrolę stanu uziemień ochronnych poprzez otwieranie i sprawdzanie urządzeń uziemiających, a pomiar rezystancji uziemień ochronnych należy przeprowadzać co najmniej raz w roku.

1.9.4. Osobom dokonującym odczytów przyrządów zabrania się samodzielnej pracy w szafach instalacji, wspinania się na podpory słupowych podstacji transformatorowych, dotykania ograniczników i innych części przewodzących prąd.

1.9.5. Urządzenie przełączające (przełącznik nożowy, przełącznik wsadowy, automat) musi być zainstalowane na zasilaniu stacji katodowej.

1.9.6. Urządzenia ochrony katodowej muszą mieć osłony, plakaty ostrzegawcze i być zamknięte.

1.10. Personel powinien zostać przeszkolony w zakresie metod udzielania pierwszej pomocy ofiarom.

2. WYMAGANIA BEZPIECZEŃSTWA PRZED ROZPOCZĘCIEM PRACY

2.1 Przed rozpoczęciem pracy wszyscy pracownicy muszą:

2.1.1 Otrzymać odprawę dotyczącą bezpieczeństwa.

2.1.2 Zdobądź przydział pracy. Miej pełną kontrolę nad ilością przydzielonej pracy.

2.1.3. Przygotowywać niezbędne narzędzie, kombinezony, urządzenia ochronne i zabezpieczające.

2.1.4. Sprawdź przydatność urządzeń ochronnych (narzędzia z izolowanymi uchwytami, rękawice dielektryczne, pazury, pasek).

2.1.5. Dokonaj niezbędnych wyłączeń za pomocą przełącznika nożowego, przełącznika, automatycznego. Zawieś odpowiednie plakaty („Nie włączaj. Ludzie pracują”, „Nie włączaj - pracuj na linii”).

2.2. Niedopuszczalne jest używanie wadliwego narzędzia, urządzeń, zabezpieczeń, których okres weryfikacji (badania) upłynął.

2.3. Odłączenie napowietrznych linii elektroenergetycznych (TL) 10 kV powinno zostać wykonane przez organizację obsługującą tę linię elektroenergetyczną i musi zostać potwierdzone oficjalnym oświadczeniem tej organizacji. Po otrzymaniu potwierdzenia o odłączeniu linii energetycznej, przed przystąpieniem do pracy należy za pomocą wskaźnika w rękawiczkach dielektrycznych sprawdzić brak napięcia w linii i zastosować uziemienie przenośne.

2.8. Przed początkiem prace naprawcze na gazociągach podziemnych, związanych z odłączeniem gazociągu, należy wyłączyć najbliższy RMS, na odłączonych odcinkach założyć zworki, aby zapobiec iskrzeniu na skutek działania prądów błądzących (przekrój zworki musi znajdować się co najmniej co najmniej 25 mm2).

2.9 Przed uruchomieniem roboty ziemne w celu naprawy uziemienia należy skoordynować te prace z organizacją, na której terytorium znajduje się to uziemienie.

3. WYMAGANIA BEZPIECZEŃSTWA PODCZAS PRACY

3.1 Podczas przeglądów i napraw urządzeń ochrony elektrochemicznej należy wykonywać wyłącznie prace przewidziane w zadaniu i zapobiegać obecności osób nieupoważnionych na stanowisku pracy.

3.2 Zabronione jest wykonywanie jakichkolwiek prac przy urządzeniach ochrony elektrochemicznej na częściach znajdujących się pod napięciem, a także w obliczu zbliżającej się burzy.

3.3 Roboty ziemne

3.3.1 Prace ziemne na skrzyżowaniu głównych gazociągów z innymi obiektami podziemnymi można wykonywać wyłącznie za wiedzą i w razie potrzeby w obecności przedstawiciela organizacji będącej właścicielem tych łączy, przy użyciu narzędzi, które nie spowodują uszkodzenia gazu rurociąg i skrzyżowane połączenia.

3.3.2 Przed rozpoczęciem robót ziemnych należy wyjaśnić lokalizację konstrukcji i głębokość jej ułożenia za pomocą szukaczy linowych i innych urządzeń lub kopania dołów po 50 m.

3.3.3 Kopanie dołów (dołów) na gazociągu, na którym nie ma wycieków gazu, można wykonywać za pomocą maszyn do robót ziemnych. Przy zbliżaniu się do gazociągu na odległość 0,5 m prace należy wykonywać ręcznie, bez użycia narzędzi udarowych, łomów, kilofów itp.

3.3.4 W przypadku stwierdzenia wycieku gazu w trakcie prac ziemnych należy natychmiast przerwać prace, usunąć ludzi i mechanizmy ze strefy bezpieczeństwa gazociągu. Prace można kontynuować po usunięciu przyczyn powstawania gazów.

3.3.5. Przy otwieraniu gazociągu do naprawy doły muszą mieć wymiary umożliwiające swobodną pracę w nich co najmniej dwóch pracowników, a także posiadać dwa wyjścia z przeciwnych stron o średnicy gazociągu do 800 mm oraz 4 wyjścia (po dwa z każdej strony ) o średnicy gazociągu 800 mm i większej.

3.3.6. Podczas kopania dołów (dołów) w celu sprawdzenia stanu izolacji i rur, spawania wylotów katod do gazociągu nie wolno zmniejszać ciśnienia w gazociągu. Prace te są uważane za gazoniebezpieczne i na ich wykonanie wymagane jest uzyskanie pozwolenia.

3.3.7. Aby uniknąć zawaleń, wykopaną ziemię układa się w odległości co najmniej 0,5 m od krawędzi wykopu.

3.3.8. Wykopane doły w miejscach przejścia ludzi należy ogrodzić.

3.4. Spawanie elektryczne i termitowe.

3.4.1. Do wykonywania spawania termitowego dopuszczane są osoby z personelu serwisu ECP, zaznajomione z niniejszą instrukcją oraz zasadami wykonywania prac gorących na głównych gazociągach, które zdały egzamin ze znajomości zasad bezpieczeństwa.

3.4.2. Mieszankę termitów i zapałki termitowe należy przechowywać oddzielnie w szczelnie zamkniętych opakowaniach. Jeśli to konieczne, mieszaninę termitów można wysuszyć przez 40-50 minut. w temperaturze 100-120°C. Suszenie zapałek termitowych jest surowo zabronione.

3.4.3. Osoba wykonująca spawanie termitowe musi być ubrana w kombinezon:

kurtka płócienna,

spodnie płócienne,

okulary ochronne.

3.4.4. Aby zapalić mieszaninę termitów w gazociągu pod ciśnieniem, konieczne jest zastosowanie zdalnego zapłonu.

3.4.5. Przed zapaleniem mieszanki termitowej wszyscy muszą opuścić dół i oddalić się od niego na odległość 5 m, zabierając jednocześnie pozostałości mieszanki termitowej i zapałek.

3.4.6. Przed rozpoczęciem spawania elektrycznego należy sprawdzić integralność izolacji drutów spawalniczych i uchwytu elektrycznego.

3.4.7. Spawacze elektryczni muszą być wyposażeni w przyłbicę-maskę okulary ochronne i odpowiednią odzież.

3.4.8. Spawanie przewodów do istniejącego gazociągu odbywa się wyłącznie za pisemnym zezwoleniem na wykonywanie prac niebezpiecznych dla gazów i pod nadzorem brygadzisty liniowego.

3.5. Spawaczom w czasie pracy zabrania się:

obserwować proces spawania termitu bez okularów;

ręcznie skorygować gorący lub schłodzony wkład;

wrzucaj końcówki elektrod i niespalone zapałki termitowe w miejsca, w których znajdują się materiały łatwopalne;

przekazywać materiały termitowe innym osobom niezwiązanym bezpośrednio ze spawaniem;

wykonywać prace spawalnicze w odległości nie mniejszej niż 50 m od miejsc przechowywania cieczy łatwopalnych;

umieszczać zapasy mieszanki termitowej, zapałek termitowych lub zapalników w odległości mniejszej niż 5 m od dołu;

w przypadku zapalenia się mieszaniny termitów należy ją ugasić wodą.

3.6. Do gaszenia mieszaniny termitów stosuje się gaśnice proszkowe naładowane proszkiem PCA.

3.7 Prace izolacyjne.

3.7.1 Prace przy izolacji gazociągu w dołach, wykopach muszą być wykonywane przez co najmniej dwóch pracowników.

3.7.2 Przygotowanie podkładu jest dozwolone w odległości nie mniejszej niż 50 m od gazociągu.

3.7.3. Podczas mieszania benzyny z bitumem stopiony bitum należy wlać do benzyny cienkim strumieniem. Temperatura asfaltu nie powinna przekraczać 100°C.

3.7.4. Gorący asfalt transportuje się wyłącznie w kotłach z zamkniętymi pokrywami. W przypadku pożaru asfaltu zabrania się gaszenia płomienia wodą. Pokrywa kotła powinna być zamknięta, a pęknięcia zasypane ziemią. Asfalt należy przenosić z kotła na miejsce pracy w specjalnych zbiornikach, szczelnie zamkniętych pokrywami, mających kształt ściętego stożka z szerszym dnem.

3.7.5 Gorący bitum należy dostarczać do dołów w zbiornikach za pomocą mocnej liny z hakiem lub karabińczykiem z mostu ułożonego w poprzek wykopu lub wzdłuż specjalnie wyposażonych trapów. Zabrania się przebywania pracowników w wykopie w pobliżu opuszczonego zbiornika z gorącym asfaltem.

4.POMIARY ELEKTRYCZNE

4.1. Zespół do pomiarów elektrycznych musi składać się z co najmniej dwóch osób, z których jedna jest wyznaczona na stanowisko starszego.

4.2. Przy wykonywaniu pomiarów na zelektryfikowanych liniach kolejowych, podstacjach trakcyjnych i instalacjach odwadniających zabrania się:

dotykanie przedmiotów do przewodów jezdnych i sprzętu pod napięciem;

zbliżanie się na odległość mniejszą niż 2 m do sieci trakcyjnej, niezabezpieczonych przewodów lub części sieci trakcyjnej;

dotykanie uszkodzonych przewodów sieci stykowej lub rzuconych na nie obcych przedmiotów;

podnoszenie na podporach sieci kontaktowej;

dokonywanie montażu jakichkolwiek przejść powietrznych w przewodach sieci trakcyjnej bez zgody administracji kolejowej.

4.3. Pomiary na torach kolejowych przeprowadzają dwie osoby, z czego jedna nadzoruje przebieg ruchu.

4.4. Program pomiarów należy uzgodnić z wydziałem kolei.

4,5. Przy wykonywaniu pomiarów elektrycznych w obszarze działania prądów błądzących powstałych na skutek działania zelektryfikowanych kolei na prąd stały, przed podłączeniem do zacisku katodowego, należy zmierzyć potencjał pomiędzy gazociągiem a koleją za pomocą urządzenia o typu TT-1 lub AVO-5M.

4.6. W przypadku wykrycia wysokiego potencjału urządzenia należy podłączyć w rękawicach dielektrycznych.

4.7. Podczas sprawdzania izolacji metodą polaryzacji katodowej generator lub inne źródło zasilania włącza się dopiero po zainstalowaniu całego obwodu. Demontaż obwodu odbywa się tylko przy wyłączonym zasilaniu.

4.8. Metalowa obudowa mobilnego laboratorium samochodowego „Elektrokhimzashchita”, połączona z obudowami zainstalowanych w nim instalacji elektrycznych (generator, reostat, prostowniki itp.), Przed ich włączeniem musi być niezawodnie uziemiona.

KORPORACJA PUBLICZNA

SPÓŁKA AKCYJNA
TRANSPORT ROPY „TRANSNEFT”

OJSC AK TRANSNEFT

TECHNICZNY
PRZEPISY PRAWNE

ZASADY KONTROLI I KSIĘGOWOŚCI PRACY
OCHRONA ELEKTROCHEMICZNA
INSTALACJE PODZIEMNE PRZECIWKOROZJI

Moskwa 2003

Opracowane i zatwierdzone przez OAO AK Transnieft’ przepisy ustanawiają obowiązujące w całej branży wymagania dotyczące organizacji i wykonywania prac w zakresie transportu rurociągami magistralnymi, a także obowiązkowe wymagania dotyczące formalizowania wyników tych prac.

W systemie OAO AK Transnieft opracowywane są regulacje (standardy korporacyjne), których celem jest zapewnienie niezawodności, bezpieczeństwa przemysłowego i środowiskowego rurociągów naftowych, uregulowanie i ujednolicenie interakcji pomiędzy oddziałami Spółki a OAO MN podczas prowadzenia prac w ramach głównych działań produkcyjnych zarówno między sobą oraz z wykonawcami, państwowymi organami nadzoru, a także ujednolicenie stosowania i obowiązkowe wdrożenie wymagań odpowiednich norm federalnych i branżowych, przepisów i innych dokumentów regulacyjnych.

ZASADY KONTROLI I KSIĘGOWOŚCI DZIAŁANIA ZABEZPIECZEŃ ELEKTROCHEMICZNYCH UKŁADÓW PODZIEMNYCH PRZED KOROZJĄ

1. CEL ROZWOJU

Głównym zadaniem opracowania jest ustanowienie jednolitej procedury monitorowania i rozliczania pracy obiektów ECP na poziomie OAO MN i jego jednostek produkcyjnych w celu:

Monitorowanie wydajności instalacji ochrony katodowej, bezpieczeństwo rurociągu naftowego oraz podejmowanie w odpowiednim czasie działań w celu wyeliminowania usterek w urządzeniach ECP i dostosowania trybów pracy;

Rozliczanie przestojów ECP za okres międzykontrolny;

Ogólna ocena poziomu niezawodności i analiza strukturalna awarii;

Ocena jakości pracy służb eksploatujących obiekty ECP pod kątem poprawy niezawodności pracy i efektywności usuwania awarii obiektów ECP oraz zasilania linii napowietrznych;

Opracowanie i wdrożenie środków poprawiających niezawodność ECP i napowietrznych linii zasilających.

2. PRODUKCJA PRAC Z KONTROLI I KSIĘGOWANIA PRACY ECP

2.1. Spośród personelu służby ruchu obiektów ECP jednostki wyznacza się osobę odpowiedzialną za monitorowanie i rozliczanie ruchu obiektów ECP.

2.2. Kontrola pracy obiektów ECP i skuteczności zabezpieczeń na trasie prowadzona jest:

Wraz z wyjazdem personelu operacyjnego na tor;

Za pomocą pilota zdalnego sterowania (telemechanika liniowa).

2.3. Kontrolę nad pracą obiektów ECP wykorzystującą telemechanikę liniową sprawuje codziennie osoba odpowiedzialna za monitorowanie i rozliczanie obiektów ECP. Dane monitorujące: wielkość prądu SKZ (SDZ), wielkość napięcia na wyjściu SKZ, wartość potencjału ochronnego w miejscu drenażu SKZ (SDZ) są rejestrowane przez osobę odpowiedzialną w dzienniku operacji obiektów ECP.

2.4. Monitoring pracy stacji ochrony katodowej (CPS)

2.4.1. Kontrolę pracy HCZ ze zjazdem na autostradę sprawuje:

Dwa razy w roku w ośrodkach HC pilot, co pozwala na kontrolę parametrów RMS określonych w ust.

Dwa razy w miesiącu w HCZ nie wyposażonych w zdalne sterowanie;

Cztery razy w miesiącu w SKZ, niewyposażonym w zdalne sterowanie, w obszarze prądów błądzących.

2.4.2. Kontrolując parametry ochrony katodowej, wykonuje się:

Dokonywanie odczytów wartości prądu i napięcia na wyjściu stacji ochrony katodowej;

Odczyt urządzenia całkowitego czasu pracy pod obciążeniem RMS oraz odczytów licznika energii czynnej;

2.4.3. Monitorując stan techniczny SKZ, produkują:

Czyszczenie obudowy SKZ z kurzu i brudu;

Sprawdzanie stanu ogrodzeń i znaków bezpieczeństwa elektrycznego;

Doprowadzenie terytorium HCZ do odpowiedniego stanu.

2.4.4. Czas pracy RMS w okresie międzykontrolnym według wskazań licznika czasu pracy ustala się jako różnicę pomiędzy wskazaniami licznika w momencie kontroli a wskazaniami w momencie poprzedniego sprawdzenia RMS.

2.4.5. Czas pracy SRM według wskazań licznika energii czynnej wyznacza się jako stosunek ilości energii elektrycznej zużytej w okresie międzykontrolnym do średniodobowego zużycia energii elektrycznej w poprzednim okresie międzykontrolnym.

2.4.6. Czas przestoju RMS definiuje się jako różnicę pomiędzy czasem okresu międzykontrolnego a czasem działania RMS.

2.4.7. Dane dotyczące monitorowania parametrów, stanu i czasu przestoju SKZ zapisywane są w dzienniku pracy terenowej.

2.4.7. Odrębnie wpisuje się dane o przestojach SKZ w rejestrze awarii obiektów ECP.

2.5. Monitorowanie pracy stacji odwadniających ochrona (SDZ)

2.5.1. Kontrola pracy SDZ z wyjazdem na tor odbywa się:

Dwa razy w roku w SDZ wyposażany jest w pilota zdalnego sterowania, umożliwiającego sterowanie parametrami określonymi w pkt;

Cztery razy w miesiącu w SDZ, bez pilota.

2.5.2. Podczas monitorowania parametrów ochrony drenażu wykonuje się:

Pomiar średniego godzinnego natężenia prądu drenażowego w okresie maksymalnych i minimalnych obciążeń źródła prądu błądzącego;

Pomiary potencjału ochronnego w miejscu drenażu.

2.5.3. Monitorując stan techniczny SDZ, produkują:

Oględziny zewnętrzne wszystkich elementów instalacji w celu wykrycia widocznych usterek i uszkodzeń mechanicznych;

Sprawdzanie połączeń stykowych;

Oczyszczenie korpusu SDZ z kurzu i brudu;

Sprawdzenie stanu ogrodzenia SDZ;

Doprowadzenie terytorium SDZ do odpowiedniego stanu.

2.5.4. Kontrolowane parametry i awarie SDZ są rejestrowane w dzienniku terenowym pracy SDZ. Awarie SDZ odnotowywane są także w dzienniku awarii obiektów ECP.

2.6. Kontrola nad działaniem instalacji zabezpieczających bieżnik

2.6.1. Kontrola działania instalacji zabezpieczających bieżnik jest przeprowadzana 2 razy w roku.

2.6.2. Jednocześnie produkują:

Pomiar natężenia prądu instalacji ochronnej;

Pomiar potencjału ochronnego w miejscu drenażu instalacji bieżnika.

2.6.3. Podczas monitorowania stanu technicznego zabudowy bieżnika wykonuje się:

- sprawdzenie dostępności i stanu punktów kontrolno-pomiarowych w miejscach podłączenia zabezpieczeń do rurociągu naftowego;

Sprawdzanie połączeń stykowych.

2.6.4. Dane kontrolne instalacji bieżnika są wpisywane do paszportu instalacji reflektora.

2.7. Kontrola bezpieczeństwa rurociągów naftowych generalnie sezonowo prowadzi się pomiary potencjałów ochronnych w punktach kontrolno-pomiarowych na trasie rurociągów naftowych.

2.7.1. Pomiary wykonuje się co najmniej dwa razy w roku w okresie maksymalnej wilgotności gleby:

2.7.2. Dopuszcza się dokonywanie pomiarów raz w roku, jeżeli:

Prowadzony jest zdalny monitoring instalacji ECP;

Monitorowanie potencjału ochronnego odbywa się co najmniej raz na 3 miesiące w najbardziej korozyjnych punktach rurociągu (o najniższym potencjale ochronnym) zlokalizowanych pomiędzy jednostkami ECP.

Jeżeli okres dodatnich średnich dziennych temperatur wynosi co najmniej 150 dni w roku.

2.7.3. W miejscach korozyjnych, określonych zgodnie z p. 6.4.3. należy kontrolować bezpieczeństwo poprzez pomiar potencjału ochronnego metodą elektrody zdalnej przynajmniej 1 raz na 3 lata, według opracowanego harmonogramu pomiarów.

3. REJESTRACJA WYNIKÓW KONTROLI.
ANALIZA NIEZAWODNOŚCI URZĄDZEŃ ECP

3.1. Zgodnie z wynikami kontroli pracy ECP przez pododdziały OAO MN:

3.1.1. W cyklach miesięcznych, do 5 dnia następującego po miesiącu sprawozdawczym, OAO MN przekazuje raport o awariach obiektów ECP (formularz ).

3.1.2. Kwartalnie do 5 dnia miesiąca następującego po kwartale:

Wyznacza się współczynnik wykorzystania instalacji ochrony katodowej, który stanowi integralną charakterystykę niezawodności obiektów ECP i jest definiowany jako stosunek całkowitego czasu pracy wszystkich instalacji ochrony katodowej do standardowego czasu pracy w kwartale. Dane wprowadzane są do formularza;

Analizę przyczyn awarii obiektów ECP przeprowadza się na podstawie danych formularzy;

Ustalane są działania mające na celu szybkie wyeliminowanie najczęstszych przyczyn awarii w kolejnych okresach eksploatacji;

Wypełnia się formularz podsumowującego rozliczenia przestojów (formularz), określa się liczbę SKZ, które przepracowały ponad 80 godzin w kwartale;

Zgodnie z punktem 6.4.5 określa się bezpieczeństwo czasowe każdego rurociągu naftowego.

Zgodnie z klauzulą ​​6.4.5 bezpieczeństwo każdego rurociągu naftowego zależy od długości;

Dla ogólnej oceny skuteczności usuwania awarii wyznacza się średni czas przestoju przypadający na jedną SKZ (stosunek całkowitego czasu przestoju SKZ do liczby uszkodzonych SKZ);

Określa się liczbę VHC, które stały dłużej niż 10 dni w roku (formularz).

3.2. Na podstawie wyników danych dostarczonych przez pododdziały przez usługę ECP OAO MN:

3.2.1. Co miesiąc do 10. dnia do Transniefti przesyłana jest analiza naruszeń w działaniu urządzeń elektrycznych wraz z danymi o awariach SKZ;

3.2.2. Kwartalnie, do 10 dnia miesiąca następującego po kwartale, ustala się ogólnie dla rurociągów naftowych OJSC:

Współczynnik wykorzystania instalacji ochrony katodowej (formularz);

Analiza przyczyn awarii (formularz);

Liczba VHC, które pozostawały bezczynne przez ponad 80 godzin na kwartał (formularz);

Bezpieczeństwo rurociągów naftowych zależy od czasu.

Bezpieczeństwo rurociągów naftowych zależy od długości;

Określany jest średni czas przestoju jednego SKZ;

Liczba VHC, które stały bezczynnie dłużej niż 10 dni w roku.

3.3. Każdego roku OJSC VMN opracowuje środki mające na celu mające na celu poprawę niezawodności sprzętu ECP i są uwzględnione w planie wyremontować i rekonstrukcja.

Aneks 1 Formularz 1 Raport o awarii środków ECP rurociągu naftowego ______________ _______ za _____________ miesiąc 200__ Nie. SKZ km na autostradzie Typ SKZ, SDZ Dzienne zużycie energii elektrycznej en., kWh Data kontroli przed odrzuceniem Odczyty liczników e-mail energia (godziny) przed awarią Odczyty liczników e-mail energia (godziny) w momencie regeneracji Data awarii Data odzyskania Przestój (dni) Powód niepowodzenia Załącznik 2 Formularz 2 Analiza przestój funduszePPK za ______ kwartał 2000 r Kod odmowy Powód przestoju Podrozdział 1 Podrozdział 2 Podrozdział 3 Podrozdział 4 Podrozdział 5 AO MH Numer SKZ Prost (dni) Numer SKZ Prost (dni) Numer SKZ Prost (dni) Numer SKZ Prost. (dni) Numer SKZ Prost. (dni) Numer SKZ Prost. (dni) Awarie linii zasilającej Kor. zamek. na liniach napowietrznych 6,00 28,00 13,00 47,00 spadające drzewa 15,00 3,00 18,00 Zniszczenie izolator. 15,00 15,00 Złamanie wsparcia 10,00 10,00 Przerwa w przewodzie 0,00 Wyłączony strona VL. organ. 0,00 Oblicz. szlaki 2,00 7,00 9,00 Kabina we/wy. wstawić 0,00 Zniszczony. komp. VL 0,00 Kradzież przedmiotu. VL 3,00 2,00 10,00 15,00 Wada Pete'a. kl 0,00 Uszkodzony BMR 0,00 Wada w / w wyładowaniu. 0,00 Rem. Komórki ZRU 13,00 9,00 22,00 Wada bezpiecznik 0,00 Wyłączony do podłączenia 17,00 12,00 11,00 13,00 53,00 Wada RLND 0,00 Wyłączony do regulacji 10,00 2,00 12,00 Łącznie z powodu awarii. VL ( t pr.VL) 66,00 29,00 48,00 40,00 18,00 201,00 118,00 k pr.VL = t pr.VL / N otwarty. VL 1,83 1,81 2,00 1,25 1,80 1,70 Awarie elementów SKZ Wada linie anodowe. 2,00 1,00 2,00 1,00 Wada jakiś. uziemiony 0,00 0,00 Nevr. tr-ra SKZ 1,00 1,00 1,00 1,00 Wada siły. kratka wentylacyjna. 2,00 1,00 2,00 1,00 Wada bł. kierownictwo 1,00 1,00 1,00 1,00 Odmowa rozpoczęcia.-r e g. aplikacja. 1,00 1,00 1,00 1,00 Wada odpływ. taksówka. 0,00 0,00 Przestarzały. e-tov SKZ 3,00 6,00 2,00 9,00 3,00 Wyłączony na czapce naprawa 3,00 2,00 5,00 7,00 8,00 9,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Razem do otwarcia. VHC i ich e-mail. (T pr.SKZ ) 3,00 2,00 5,00 2 7,00 3,00 7,00 8,00 2,00 2,00 24,00 17,00 k pr.SKZ = T pr.SKZ / N otwarty VHC 1,50 2,50 2,33 0,88 1,00 1,41 Całkowity: 69,00 38 34,00 18 55,00 27 47,00 40 20,00 12 225,00 135,00 k otwarty całkowity = T otwarty całkowity /Brak długopisu całkowity 1,82 1,89 2,04 1,18 1,67 1,67 K N = T f.nar. / T norma. 0,99 0,99 0,99 0,99 0,99 0,99 T norma . = N*T 11921,0 9009,0 10010,0 6279,0 3185,0 40404,0 T prosty . = T itp . VHC + T itp . VL 69,00 63,00 103,00 47,00 20,00 225,00 T f.nar. = T norma. - T prosty. 11852 8946 9907 6232 3165 40179 N - numer SKZ 131 99 110 69 35 444 T - czas pracy 91 91 91 91 91 91 Średni prosty RMS (dni): 0,51 Załącznik 3 Formularz 3 Obliczenie przestoju CPS na rok 2000 Nie. p/s instalacja km typu UKZ Prosty UKZ (w dniach) według miesięcy 2000 r za rok proste (dni) NIE. proste (dni) NIE. proste (dni) NIE. proste (dni) NIE. proste (dni) NIE. proste (dni) NIE. proste (dni) NIE. proste (dni) NIE. proste (dni) NIE. proste (dni) NIE. proste (dni) NIE. proste (dni) NIE. Rurociąg naftowy, sekcja 1688 TSKZ-3.0 1 3 1 2 1700 TSKZ-3.0 1 3 1 2 1714 TSKZ-3.0 0 1718 Dubniki 0 1727 MPE-1.2 1 1 1 5 2 1739 TSKZ-3.0 1 1 1 5 3 18 5 1750 TSKZ-3.0 1 1 1 5 3 18 5 1763 TSKZ-3.0 1 1 1 5 3 18 5 1775 TSKZ-3.0 0 1789 TSKZ-3.0 0

Od ponad 15 lat zajmuję się rozwojem stacji ochrony katodowej. Wymagania dla stacji są jasno sformalizowane. Istnieją pewne parametry, które należy podać. A znajomość teorii ochrony przed korozją wcale nie jest konieczna. Dużo ważniejsza jest wiedza z zakresu elektroniki, programowania, zasad projektowania sprzętu elektronicznego.

Tworząc tę ​​stronę, nie miałem wątpliwości, że kiedyś pojawi się rozdział poświęcony ochronie katodowej. Będę w nim pisać o tym, co dobrze wiem o stacjach ochrony katodowej. Ale jakoś nie podnosi się ręka, żeby pisać o stacjach, nie wspominając, przynajmniej pokrótce, o teorii ochrony elektrochemicznej. Postaram się opowiedzieć o tak złożonej koncepcji tak prosto, jak to możliwe, dla nieprofesjonalistów.

Tak naprawdę jest to zasilacz wtórny, zasilacz specjalistyczny. Te. stacja jest podłączona do zasilania sieciowego (zwykle ~220 V) i generuje Elektryczność z podanymi parametrami.

Poniżej przykładowy schemat instalacji ochrony elektrochemicznej gazociągu podziemnego z wykorzystaniem stacji ochrony katodowej IST-1000.

Stacja ochrony katodowej instalowana jest na powierzchni ziemi, w pobliżu gazociągu. Ponieważ stacja jest czynna na dworze, to musi mieć stopień ochrony IP34 lub wyższy. W tym przykładzie wykorzystano nowoczesną stację z kontrolerem telemetrycznym GSM i funkcją potencjalnej stabilizacji.

Zasadniczo są bardzo różne. Mogą to być transformatory lub falowniki. Mogą być źródłami prądu, napięcia, mieć różne tryby stabilizacji, różną funkcjonalność.

Stacje z ostatnich lat to ogromne transformatory z regulatorami tyrystorowymi. Nowoczesne stacje to przetwornice inwertorowe ze sterowaniem mikroprocesorowym i telemechaniką GSM.

Moc wyjściowa urządzeń ochrony katodowej z reguły mieści się w zakresie 1–3 kW, ale może osiągnąć nawet 10 kW. Oddzielny artykuł poświęcony jest stacjom ochrony katodowej i ich parametrom.

Obciążenie urządzenia ochrony katodowej wynosi obwód elektryczny: uziemienie anody - gleba - izolacja przedmiotu metalowego. Dlatego wymagania dotyczące parametrów energii wyjściowej stacji określają przede wszystkim:

• stan uziemienia anody (rezystancja anoda-gleba);
• gleba (rezystancja uziemienia);
• stan izolacji obiektu zabezpieczenia antykorozyjnego (rezystancja izolacji obiektu).

Wszystkie parametry stacji określane są podczas tworzenia projektu ochrony katodowej:

• obliczane są parametry rurociągu;
• określa się wielkość potencjału ochronnego;
• obliczana jest siła prądu ochronnego;
• określa się długość strefy ochronnej;
0 Kategoria: . Możesz dodać zakładkę.

8.1 Konstrukcje metalowe MN (część liniowa, rurociągi technologiczne na budowie, zbiorniki, kable energetyczne, kable komunikacyjne) podlegają zabezpieczeniu antykorozyjnemu pod wpływem środowiska naturalnego i technologicznego oraz przed działaniem prądów błądzących.

8.2 Skład środków ochrony konstrukcji metalowych przed korozją i prądami błądzącymi obejmuje:

Powłoki ochronne (farby i lakiery, powłoki olejowo-bitumiczne, folie i materiały polimerowe);

Urządzenia do wytwarzania polaryzacji katodowej na podziemnych konstrukcjach metalowych wraz z elementami z nimi związanymi (uziemienie anodowe, łączenie przewodów i kabli, zworki łączące równoległe rurociągi, kolumny sterujące, elektrody odniesienia, zabezpieczenia połączeń);

Stacje odwadniające (SDZ), linie kablowe podłączenie do źródła prądów błądzących.

8.3 Aby zapewnić sprawne i niezawodne działanie środków ochrony elektrochemicznej, w ramach głównych rurociągów naftowych SA organizowana jest usługa produkcyjna ECP.

8.4 Strukturę, skład, wyposażenie służby ECP określa regulamin zatwierdzony przez kierownika OAO MN.

8.5 Serwis ECP organizuje swoją pracę zgodnie z harmonogramem PPR, wymaganiami GOST R 51164, GOST 9.602, PEEP oraz Zasadami bezpieczeństwa eksploatacji konsumenckich instalacji elektrycznych oraz Regulaminem Serwisu ECP i niniejszym Regulaminem.

8.6 Grupa kwalifikacyjna personelu serwisowego musi spełniać wymagania Przepisów bezpieczeństwa dotyczących obsługi instalacji elektrycznych konsumenckich.

8.7 Częstotliwość sprawdzania działania obiektów ECP:

Dwa razy w roku w instalacjach wyposażonych w zdalne sterowanie oraz w instalacjach ochrony protektorowej;

Dwa razy w miesiącu w instalacjach nie wyposażonych w zdalne sterowanie;

Cztery razy w miesiącu w instalacjach znajdujących się w obszarach prądów błądzących i nie wyposażonych w zdalne sterowanie.

8.8 Podczas sprawdzania działania instalacji ECP mierzone i rejestrowane są następujące wskaźniki:

Napięcie i prąd na wyjściu RMS, potencjał w punkcie drenażu;

Całkowity czas pracy RMS pod obciążeniem i zużycie energii czynnej w ostatnim okresie;

Średni godzinowy prąd drenażowy i potencjał ochronny w punkcie drenażowym w okresie minimalnego i maksymalnego obciążenia źródła prądu błądzącego;

Potencjał i prąd w miejscu odwodnienia instalacji bieżnika.

Wskaźniki te są rejestrowane w dzienniku pracy obiektów ECP.

8.9 Pomiar potencjałów ochronnych na MN we wszystkich punktach kontrolno-pomiarowych przeprowadza się dwa razy w roku. W takim przypadku przeprowadzane są nadzwyczajne pomiary w obszarach, w których nastąpiła zmiana:

Schematy i sposoby działania obiektów ECP;

Tryby pracy źródeł prądu błądzącego;

Schematy układania podziemnych konstrukcji metalowych (układanie nowych, demontaż starych).

8.10 Ochrona elektrochemiczna powinna zapewniać przez cały okres eksploatacji ciągłą polaryzację katodową rurociągu na całej długości nie mniejszą niż minimalne (minus 0,85 V) i nie większe niż maksymalne (minus 3,5 V) potencjały ochronne (załącznik E).

8.11 Projektowanie nowych lub przebudowę obiektów ECP działających w MP należy przeprowadzić z uwzględnieniem warunków układania (eksploatacji) rurociągu, danych dotyczących aktywności korozyjnej gleb, wymaganej żywotności konstrukcji, aspektów technicznych i ekonomicznych obliczenia i wymagania RD.

8.12 Dopuszczenie do eksploatacji ukończonych obiektów budowlanych (remontowych) ECP powinno odbywać się zgodnie z wymaganiami określonymi w rozdziale 2 niniejszego Regulaminu.

8.13 Terminy włączenia środków ochrony elektrochemicznej od chwili włożenia odcinków rurociągu podziemnego w ziemię powinny być minimalne i nie przekraczać jednego miesiąca (w przypadku napraw i konserwacji bieżącej nie dłużej niż 15 dni).

Zabezpieczenie drenażowe należy uruchomić jednocześnie z wkopaniem odcinka rurociągu w ziemię, w obszarze prądów błądzących.

8.14 Ochrona konstrukcji metalowych rurociągów naftowych przed działaniem agresywnych składników ropy naftowej i wody handlowej, ochrona przed korozją wewnętrzną jest wykonywana przez serwis ECP OJSC MN.

8.15 Kontrolę nad bezpieczeństwem obiektów PEK na trasie powinna organizować i utrzymywać służba utrzymania części liniowej MN.

8.16 Na istniejących rurociągach naftowych otwarcie rurociągu, spawanie katody, wylotów drenażowych i oprzyrządowania powinno wykonać służba eksploatacyjna rurociągu naftowego.

8.17 Podczas naprawy rurociągu naftowego z wymianą izolacji przywrócenie punktów połączenia obiektów ECP (oprzyrządowanie, zworki, SKZ, SDZ) z rurociągiem musi zostać przeprowadzone przez organizację naprawiającą izolację w obecności przedstawiciel serwisu ECP.

8.18 Wniosek dotyczący konieczności wzmocnienia (naprawy) obiektów ECP całkowita wymiana(naprawa) izolacji rurociągów na podstawie pomiarów elektrometrycznych, oględziny wizualne stanu rurociągu oraz izolacji w miejscach najbardziej niebezpiecznych wydaje służba ECP (w razie potrzeby angażują przedstawicieli organizacji badawczych).

8.19 Po ułożeniu i zasypaniu odcinków rurociągu MN zakończonych budową lub naprawą, służba ECP musi określić integralność powłoki izolacyjnej.

Jeśli poszukiwacze uszkodzeń wykryją wady powłoki, obszary z wadami należy otworzyć, a izolację naprawić.

8.20 W celu monitorowania stanu powłoki ochronnej i pracy obiektów ECP każdy główny rurociąg musi być wyposażony w punkty kontrolno-pomiarowe:

Na każdym kilometrze rurociągu naftowego;

Co najmniej 500 m, gdy rurociąg naftowy przebiega w obszarze prądów błądzących lub obecności gleb o wysokiej aktywności korozyjnej;

W odległości 3 średnic rurociągów od punktów odwadniających jednostek ECP i od zworek elektrycznych;

Na przejściach wodnych i transportowych po obu stronach granicy przejścia;

Na zaworach;

Na skrzyżowaniach z innymi metalowymi konstrukcjami podziemnymi;

W strefie gruntów uprawnych i nawadnianych (rowy, kanały, sztuczne formacje).

W przypadku wieloprzewodowego systemu rurociągów oprzyrządowanie musi być zainstalowane na każdym rurociągu o tej samej średnicy.

8.21 Na nowo budowanych i rekonstruowanych MN należy montować elektrody do kontroli poziomu potencjału polaryzacyjnego i określenia szybkości korozji bez zabezpieczenia.

8.22 Kompleksową kontrolę MPS w celu ustalenia stanu zabezpieczenia antykorozyjnego należy przeprowadzać w obszarach o dużym zagrożeniu korozją nie rzadziej niż raz na 5 lat, a w pozostałych obszarach co najmniej raz na 10 lat, zgodnie z dokumentami regulacyjnymi.

8.23 Podczas kompleksowego badania zabezpieczenia antykorozyjnego rurociągów ocenia się stan powłoki izolacyjnej (oporność izolacji, miejsca naruszenia jej ciągłości, zmiany jej właściwości fizyko-mechanicznych podczas eksploatacji), stopień ochrony elektrochemicznej (obecność potencjału ochronnego na całej powierzchni rurociągu) oraz stan korozji (wg wyników elektrometrii, wierceń).

8.24 Dla wszystkich MN w korozyjnych odcinkach rurociągów oraz na odcinkach o minimalnych wartościach potencjałów ochronnych należy przeprowadzić dodatkowe pomiary potencjałów ochronnych za pomocą zewnętrznej elektrody odniesienia, w tym metodą wyłączania, w sposób ciągły lub ze krokiem nie większym niż 10 m, nie rzadziej niż raz na 3 lata, w okresie maksymalnej wilgotności gleby, a także dodatkowo w przypadku zmiany trybu pracy instalacji ochrony katodowej oraz w przypadku zmian związanych z rozbudową systemu ochrony elektrochemicznej , źródeł prądów błądzących oraz sieci rurociągów podziemnych w celu oceny stopnia ochrony katodowej i stanu izolacji rurociągów .

8.25 Kontrolę antykorozyjną powinny przeprowadzać laboratoria produkcyjne ECP w OAO MN lub wyspecjalizowane organizacje posiadające licencje od Gosgortekhnadzor na wykonywanie tych prac.

8.26 Wszelkie uszkodzenia powłoki ochronnej stwierdzone podczas kontroli należy dokładnie powiązać z trasą rurociągu naftowego, uwzględnić w dokumentacji eksploatacyjnej i usunąć zgodnie z planem.

8.27 Zabezpieczenie elektrochemiczne osłon rurociągów pod drogami i torami kolejowymi realizowane jest za pomocą niezależnych instalacji ochronnych (ochraniaczy). Podczas eksploatacji rurociągu należy kontrolować obecność styku elektrycznego pomiędzy obudową a rurociągiem. Jeśli występuje kontakt elektryczny, należy go wyeliminować.

8.28 Procedurę organizacji i prowadzenia prac związanych z konserwacją i naprawą obiektów ECP określa dokumentacja regulacyjna i techniczna stanowiąca podstawę dokumentacji Konserwacja i naprawy instalacji ECP.

Prace związane z konserwacją i naprawami bieżącymi obiektów ECP należy organizować i prowadzić zgodnie z dokumentacją eksploatacyjną.

Prace przy remoncie obiektów ECP należy zorganizować i przeprowadzić zgodnie z dokumentacją remontową i techniczną.

8.29 Utrzymanie obiektów ECP w warunkach eksploatacyjnych powinno polegać na:

Podczas okresowych przeglądów technicznych wszystkich elementów konstrukcyjnych obiektów ECP dostępnych do obserwacji zewnętrznej;

Przy dokonywaniu odczytów przyrządów i dopasowywaniu potencjałów;

W terminowej regulacji i eliminacji drobnych usterek.

8.30 Remont – naprawa przeprowadzana w trakcie eksploatacji w celu zapewnienia sprawności obiektów ECP do czasu kolejnej planowej naprawy i polegająca na usunięciu awarii oraz całkowitym lub zbliżonym do pełnego przywróceniu zasobu technicznego obiektów ECP jako całości, wraz z wymianą lub renowacji któregokolwiek z jego elementów, ich regulacji i regulacji. Zakres remontu powinien obejmować prace przewidziane w naprawie bieżącej.

8.31 Stacje katodowe sieciowe i instalacje odwadniające należy poddać remontowi w warunkach stacjonarnych, a uszkodzone instalacje wymienić na trasie. Aby to zrobić, OJSC MN musi posiadać fundusz wymiany instalacji.

8.32 Instalacje anodowe i uziemienia ochronnego, bieżnika i drenażu oraz linie energetyczne powinny być naprawiane na trasie przez ekipy ECP.

8.33 Wyniki wszystkich planowych konserwacji zapobiegawczych powinny być rejestrowane w odpowiednich dziennikach i paszportach jednostek ECP.

8.34 Normy dotyczące planowej konserwacji zapobiegawczej i napraw obiektów ECP podano w Załączniku G.

8.35 Fundusz rezerwowy głównych urządzeń służb ECP OAO MN, realizujących zaplanowane działania związane z eksploatacją techniczną (w tym remontem) urządzeń ECP, powinien wynosić:

Stacje ochrony katodowej - 10% ogólnej liczby RMS w obszarze usług, ale nie mniej niż pięć;

obrońcy różne rodzaje w przypadku zabudowy bieżników – 10% ogólnej liczby stopni dostępnych na torze, nie mniej jednak niż 50;

Elektryczne instalacje odwadniające różnego typu - 20% ogólnej liczby instalacji odwadniających na obszarze obsługi, ale nie mniej niż dwie;

Elektrody różnego typu do uziemienia anod stacji ochrony katodowej – 10% ogólnej liczby elektrod uziemiających anody dostępnych na obiekcie, ale nie mniej niż 50;

Bloki ochrony stawów - 10% całkowitej liczby bloków dostępnych na stronie, ale nie mniej niż pięć.

8.36 Dokumentacja techniczna usługi ECP powinna zawierać:

Projekt ECP dla głównego rurociągu naftowego;

Protokoły pomiarów i badań izolacji;

plan pracy serwisu ECP;

PPR i harmonogramy konserwacji;

Dziennik funkcjonowania obiektów ECP;

Rejestr awarii ECP;

Dziennik zamówień;

Dzienniki terenowe funkcjonowania SKZ i SDZ;

Roczne harmonogramy potencjalnych pomiarów rurociągów;

Listy wadliwych urządzeń ECP;

Rysunki wykonawcze uziemienia anod i schematów ich orurowania;

Instrukcje fabryczne dla produktów ECP;

Regulamin usługi ECP;

Instrukcje pracy i produkcji;

Instrukcje telewizyjne.

Dokumentacja dotycząca monitorowania stanu ECP i powłoki ochronnej podlega przechowywaniu przez cały okres eksploatacji MP.

6.8.1. Konserwacja i naprawa środków elektrochemicznej ochrony gazociągów podziemnych przed korozją, kontrola sprawności ECP oraz rozwój środków zapobiegających uszkodzeniom korozyjnym gazociągów wykonywane są przez wyspecjalizowany personel podziały strukturalne organizacje operacyjne lub organizacje wyspecjalizowane.

6.8.2. Częstotliwość wykonywania prac związanych z konserwacją, naprawą i weryfikacją wydajności ECP określa PB 12-529. Dopuszcza się łączenie pomiarów potencjałów przy sprawdzaniu sprawności ECP z planowanymi pomiarami potencjałów elektrycznych na gazociągach w zasięgu obiektów ECP.

6.8.3. Konserwacja i naprawa kołnierzy izolacyjnych oraz instalacji ECP odbywa się według zatwierdzonych harmonogramów wskazówki techniczne organizacje - właściciele elektrycznych instalacji ochronnych. W trakcie eksploatacji obiektów ECP rejestrowane są ich awarie i przestoje.

6.8.4. Konserwacja jednostek katodowych ECP obejmuje:

Sprawdzenie stanu pętli uziemienia ochronnego (ponowne uziemienie przewodu neutralnego) i linii zasilających. Kontrola zewnętrzna sprawdza niezawodność widocznego styku przewodu uziemiającego z korpusem elektrycznej instalacji ochronnej, brak przerwy w przewodach zasilających na wsporniku napowietrzna linia i niezawodność styku przewodu neutralnego z korpusem elektrycznej instalacji ochronnej;

Kontrola stanu wszystkich elementów wyposażenia ochrony katodowej w celu ustalenia przydatności bezpieczników, niezawodności styków, braku śladów przegrzania i oparzeń;

Oczyszczenie sprzętu i urządzeń kontaktowych z kurzu, brudu, śniegu, sprawdzenie obecności i zgodności śladów kotwic, stanu dywanów i studzienek urządzeń kontaktowych;

Pomiar napięcia, prądu na wyjściu przetwornicy, potencjału na chronionym gazociągu w miejscu przyłączenia przy włączonym i wyłączonym zespole zabezpieczeń elektrochemicznych. W przypadku rozbieżności parametrów elektrycznej instalacji ochronnej z danymi rozruchowymi należy skorygować tryb jej pracy;

Dokonanie odpowiednich wpisów w książce eksploatacyjnej.

6.8.5. Konserwacja zespołów bieżnika obejmuje:

Pomiar potencjału bieżnika względem podłoża bez bieżnika;

Pomiar potencjału „gazociąg-ziemia” przy włączonym i wyłączonym ochraniaczu;

Wartość prądu w obwodzie „ochronnik – obiekt chroniony”.

6.8.6. Konserwacja izolacyjnych połączeń kołnierzowych obejmuje oczyszczenie kołnierzy z kurzu i brudu, pomiar różnicy potencjałów „gazociąg-ziemia” przed i za kołnierzem, spadek napięcia na kołnierzu. W strefie działania prądów błądzących pomiar różnicy potencjałów „gazociąg-ziemia” przed i za kołnierzem należy wykonywać synchronicznie.

6.8.7. Stan zworek regulowanych i nieregulowanych sprawdza się poprzez pomiar różnicy potencjałów „konstrukcja do ziemi” w punktach połączenia zworki (lub w najbliższych punktach pomiarowych na obiektach podziemnych), a także poprzez pomiar wielkości i kierunek prądu (na regulowanych i zdejmowanych zworkach).

6.8.8. Przy sprawdzaniu sprawności działania instalacji ochrony elektrochemicznej, oprócz prac wykonanych w trakcie przeglądu technicznego, dokonuje się pomiaru potencjałów na gazociągu chronionym w punktach referencyjnych (na granicach strefy ochronnej) oraz w punktach położonych wzdłuż trasie gazociągu, co 200 m na obszarach zaludnionych i co 500 m na prostych odcinkach gazociągów międzyosiedlowych.

6.8.9. Bieżąca naprawa ECP obejmuje:

Wszelkiego rodzaju inspekcja techniczna współpracuje z kontrolą wydajności;

Pomiar rezystancji izolacji części przewodzących prąd;

Naprawa prostownika i innych elementów obwodu;

Likwidacja przerw w przewodach drenażowych.

6.8.10. Remont instalacji ECP obejmuje prace związane z wymianą uziomów anodowych, przewodów drenażowych i zasilających.

Po remoncie główne urządzenia ochrony elektrochemicznej sprawdzane są w działaniu pod obciążeniem przez czas określony przez producenta, nie krótszy jednak niż 24 godziny.