Электрохимзащита трубопровода

95-14-Р18(17)-С101-ЭХМ.dwg

Электрохимическая защита от коррозии осуществляется протяженными магниевыми протекторами. Протяженные протекторы подключаются к защищаемым металлическим сооружениям через диодно-резисторные блоки
установленные на цилиндрических стойках КИП. 6. Для контроля средств ЭХЗ совместно с КИП устанавливаются неполяризующиеся электроды сравнения и блоки пластин-индикаторов скорости коррозии. Кабели от электродов сравнения и блоков пластин-индикаторов скорости коррозии до панели КИП входят в комплекты поставки. 7. Выполнение строительно-монтажных работ производить в соответсвии с гл. 10 СНиП III-42-80. После монтажа КИП
необходимо произвести маркировку всех клемм на панелях
всех кабельных выводов
а так же все кабели и провода
вводимые в установки ЭХЗ
контрольно-измерительные пункты должны быть пронумерованы в соответсвии с проектом (п.10
СНиП III-42-80). 8. Место прокладки протяженных протекторов обозначается опознавательными знаками. Знаки устанавливаются на концах горизонтально уложенных протяженных протекторных групп. 9. При обнаружении по трассе средств ЭХЗ (приварок к трубе
дренажных кабельных линий и т.п.) или контуров заземления ЭО согласовать с эксплуатирующей организацией их отключение и отсоединение; 10. По завершении ремонтных работ
выполнить монтаж демонтированных средств ЭХЗ
контуров заземлений на проектные места; 11. Присоединение перемычек и проводов к трубопроводу
монтаж контуров заземления следует производить при наличии разрешения и в присутствии представителей эксплуатирующей организации (п.10.4 СНиП III-42-80); 12. Места установки средств ЭХЗ засыпаются после их установки и приварки к трубе (п.3.13 СНиП III-42-80) и составления акта скрытых работ (п.6.2 ВСН 012-88). 13. Места приварок должны иметь изоляцию с надежностью и долговечностью не ниже принятых заводом для изоляции соединительных кабелей (п.10.18 СНиП 2.05.06-85); 14. О предстоящих работах по восстановлению средств ЭХЗ и восстановлению контуров заземления предусмотреть за 3 суток
путем подачи соответствующей заявки в организацию
эксплуатирующую оборудование ЭХЗ. 15. Перечень видов работ
для которых необходимо составлять акты освидетельствования скрытых работ: i-2
- монтаж контрольно-измерительных пунктов; - монтаж блоков пластин-индикаторов скорости коррозии; - монтаж неполяризующихся электродов сравнения; - прокладка протяженных протекторов; - прокладка кабелей в траншее. i-3
Согласно СТО Газпром 2-3.5-047-2006 "Инструкция по расчету и проектированию электрохимической защиты от коррозии магистральных газопроводов" в проекте предусмотрены мероприятия по исключению вредного влияния катодной поляризации на пересекаемые сооружения. Уменьшение до безопасных пределов вредного влияния катодной поляризации защищаемого сооружения на пересекаемые сооружения обеспечено следующим способом: - устройством совместной защиты.
принятые в рабочих чертежах
соответствуют требованиям технических регламентов
санитарно-гигиенических
противопожарных и других норм и правил
действующих на территории Российской Федерации
и обеспечивают безопасную для жизни и здоровья людей эксплуатацию объекта при соблюдении предусмотренных рабочими чертежами мероприятий. 2. Рабочая документация выполнена на основании: i0
- технического задания на проектирование
и заданий смежных отделов; - технических условий №СНП-2015106
Рабочая документация разработана на основании следующих нормативных документов: i-2
- ГОСТ Р 51164-98 "Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии"; - ГОСТ 9.602-2005 "Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии"; - СТО Газпром 9.2-003-2009 "Защита от коррозии. Проектирование электрохимической защиты подземных сооружений"; - СНиП 2.05.06-85* "Магистральные трубопроводы"; - РД 558-97 "Руководящий документ по технологии сварки труб при производстве ремонтно-восстановительных работ на газопроводах"; - УПР.ЭХЗ-01-2007 "Узлы и детали установок электрохимической защиты подземных коммуникаций от коррозии". - СП 42-102-2004 "Проектирование и строительство газопроводов из металических труб". - РД-91.020.00-КТН-149-06 "Нормы проектирования электрохимической защиты магистральных трубопроводов и сооружений НПС". i-3
Разделом "Электрохимическая защита от коррозии" предусматривается: i-2
- установка контрольно-измерительных пунктов (КИП); - установка диодно-резисторных блоков; - установка неполяризующихся электродов сравнения; - установка блоков пластин-индикаторов скорости коррозии; - прокладка протяженных протекторов. i0
Защите средствами ЭХЗ подлежат: - защитный футляр;
Электрод сравнения с датчиком устанавливается на уровне нижней образующей защищаемого сооружения на расстоянии 50-100 мм от его боковой поверхности. Если трубопровод проложен выше уровня промерзания грунтов
то электрод устанавливают таким образом
чтобы дно корпуса электрода находилось на 100-150 мм ниже максимальной глубины промерзания грунтов. Блок пластин-индикаторов скорости коррозии устанавливается в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя. 2. Кабели от электрода сравнения и блока пластин-индикаторов скорости коррозии до панели КИП входят в комплекты поставки. 3. Все выводы
монтируемые на клеммной плате КИП
должны иметь маркировку с использованием пластмассовых бирок. 4. Все бирки должны быть в двух экземплярах
одна бирка для клеммы
вторая для соответствующего кабеля. 5. Контрольные кабели катодной защиты для измерения защитного тока протяженностью 10 м проложить по верхней образующей трубопровода с креплением к трубе отрезками монтажной ленты (около 0
Электрод сравнения неполяризующийся ЭНЕС-3М
Блок пластин-индикаторов скорости коррозии БПИ-2
ПЕРЕЧЕНЬ ОБОРУДОВАНИЯ И МАТЕРИАЛОВ
Магниевый протектор протяженный ПМ 15-80
Блок диодно-резисторный БДРМ-10-2-21-К-УХЛ1
Контрольно-измерительный пункт СKИП-2Б-12-4-2
ТУ 3435-006-51996521-2007
ТУ 42 1549-001-51996521-01
ТУ 1714-447-05785388-97
Лента термоусаживающаяся
для ремонта покрытия труб
для заполнения дефектов
Трубопровод (защитный футляр)
Термитная смесь медная
Узлы присоединения кабелей к трубопроводу (защитному футляру) выполнить термитной сваркой с использованием медного термита. Концы приваренных кабелей должны быть изолированы с применением термоусаживающих трубок
с перекрытием изоляции кабелей не менее 50 мм. Изолирование узлов присоединения кабельных выводов выполнить материалами поз. 3 и поз. 2. 2. Спецификация приведена для одного исполнения. 3. * - Для выполнения 150 присоединений применяется 1 тигель-форма.
Сварку производить электродами типа Э46А ГОСТ 9467-75*. 2. Металлические конструкции окрасить эмалью ПФ-115 ГОСТ 6465-76* за два раза по грунтовке ГФ-017. 3. Спецификация приведена на один опознавательный знак.
Ст235 ГОСТ 27772-88*
Ст3пс6 ГОСТ 535-2005
х50х5-В ГОСТ 8509-93
Протектор магниевый протяженный
За относительную отметку 0
0 принят уровень планировочной поверхности земли. 2. В спецификации элементов расход дан на одну стойку КИП. 3. Использование мерзлого грунта для обратной засыпки траншеи в местах расположения стоек КИП запрещается.
Схема закрепления стоек КИП
Песчано-гравийная смесь
с содержанием гравия фракции 20 мм и песка
средней крупности в соотношении 2:1
с уплотнением до γск=1
Изоляция - битумно-резиновая мастика
МБР-65 ГОСТ 15836-79 (толщина слоя 3 мм)
Блок диодно-резисторный
Наименование и техническая характеристика
Электрод сравнения неполяризующиеся
Блок пластин-индикаторов скорости коррозии
Стойка контрольно-измерительного пункта
Кабель силовой в холодостойком исполнении
Уголок 50х50х5-В ГОСТ 8509-93
Лист 1х650х2000 ГОСТ 19903-94*
Лента полимерная защитная термоусаживающая для
ремонта заводского полиэтиленового покрытия труб
ТУ 2245-002-44271562-00
заполнения дефектов в полиэтиленовом заводском покрытии
ТУ 1793-001-3623544-96
НПО "Нефтегазкомплекс
ТУ 84-07513205-25-96
Лента сигнальная ЛСЭ 250
14-Р18(17)-С101-ЭХМ.С
Проектируемый трубопровод
Лента для крепления кабеля
Крепление кабеля к трубопроводу
Измерительная клеммная панель
глубины промерзания грунта
м ниже максимальной
План расположения протекторов
Схема 2 - Подключение средств ЭХЗ для защиты футляра
НПС "Пур-Пе" - ЛПДС "Самотлор
Футляр защитный ø426х6
L=36м ПК6+30.16-ПК6+66.16 ТПР 01-07
L=16м ПК7+30.2-ПК7+46.2 ТПР 01-07
Узел 3. ПК8+82.62 Конец трассы q*;Установка запорной арматуры для перспективного подключения нефтегазопровода на т.вр.к.к.17
Проектируемый нефтегазопровод т.вр.к.18-т.вр.к.17 ø219х6 по ТУ 1317-006.1-593377520-2003 ст.13ХФА с наружным двухслойным полиэтиленовым и внутренним двухслойным эпоксидным покрытием по ТУ 1390-003-52534308-2013
Пересечение проектируемого нефтегазопровода т.вр.к.18-т.вр.к.17 s*
;1. Любые работы и действия
производимые в охранной зоне магистрального нефтепровода (25м от оси МНП) и вдольтрассовой ВЛ должны выполняться только по получении письменного "Разрешения на производство работ в охранной зоне магистрального нефтепровода"
ВЛ 10кВ разработать проект производства работ. 3. Разработка грунта на расстоянии 2м по горизонтали и 1м по вертикали осуществляется вручную. 4. Для беспрепятственного проезда автотранспорта Ноябрьского УМН по вдольтрассовому проезду вдоль магистрального нефтепровода предусмотрено строительство постоянного переезда согласно Приложению 3 данных ТУ. 5. Расстояние от фундамента опоры ВЛ до любой части проектируемого подземного трубопровода выдержано не менее 5м. 6. Работу механизмов в 30м от крайнего провода вдольтрассовой ВЛ 10кВ производить по наряду-допуску. 7. Место пересечения обозначить предупреждающими аншлагами предприятия
эксплуатирующих трубопроводы
телефонов диспетчерских служб (рис.1). 8. Угол пересечения строящегося временного переезда с МН - 90° 9. Пересечение под действующим МН выполнено в защитном футляре Ду426х6
угол пересечения трубопроводов составляет 85°.
Временный переезд через действующий нефтепровод см. Схему временного переезда
Проектируемый нефтегазопровод т.вр.к.17-т.вр.к.к.17
8 см. чертежи ш.9514-Р17(17
Проектируемый нефтегазопровод к.138-т.вр.к.138
вторая линия см. чертежи ш.9514-Р138-С101-ЛТ
ПК6+30.16 CКИП с 2-мя протекторами для защиты футляра см. лист 3
ПК6+66.16 CКИП с 2-мя протекторами для защиты футляра см. лист 3
Наименование комплекса объекта
Трубопроводы нефтесборные
водоводы высоконапорные Вынгаяхинского месторождения. 3 этап. Трубопровод нефтесборный т.вр.к.18-т.вр.к.17
Марка и номер чертежа
Наименование чертежей
План размещения средств ЭХЗ
ПК6+33.62-ПК8+82.62к.тр. М1:500
Схемы подключения средств ЭХЗ
Присоединение двухжильного кабеля к
трубопроводу (защитному футляру)
Опознавательный знак протяженной протекторной
Схема закрепления стоек КИП. Разрез 1-1
Прилагаемые документы
Спецификация оборудования
изделий и материалов (2 листа)
Ведомость рабочих чертежей основного комплекта
План размещения средств ЭХЗ ПК6+33.62-ПК8+82.62к.тр. М1:500
Присоединение двухжильного кабеля к трубопроводу (защитному футляру)
Опознавательный знак протяженной протекторной группы
Ведомость ссылочных и прилагаемых документов
изделий и материалов