Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Положение по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту вдольтрассовых высоковольтных линий электропередачи и средств электрохимической защиты - файл 1.doc


Положение по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту вдольтрассовых высоковольтных линий электропередачи и средств электрохимической защиты
скачать (7285.5 kb.)

Доступные файлы (1):

1.doc7286kb.04.12.2011 02:07скачать

1.doc

  1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   12

РД 153-39.4-

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ



ПОЛОЖЕНИЕ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ, ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ

И РЕМОНТУ ВДОЛЬТРАССОВЫХ ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ И СРЕДСТВ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ

И СРЕДСТВ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ


Дата введения
1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
Настоящий Руководящий документ устанавливает порядок технического обслуживания и ремонта высоковольтных вдольтрассовых воздушных линий электропередачи напряжением 6 (10) кВ (ВЛ) и средств электрохимической защиты (ЭХЗ) линейной части магистральных нефтепроводов (МН) ОАО «АК «Транснефть».

Руководящий документ содержит требования к эксплуатации, проведению технического обслуживания и ремонта, объемы работ, их периодичность, нормы расхода материалов и резерва оборудования.

Требования Руководящего документа распространяются на вдольтрассовые ВЛ и средства ЭХЗ МН.

Руководящий документ предназначен для руководителей, специалистов отдела главного энергетика, служб ВЛ и ЭХЗ ОАО МН, РНУ (УМН) и персонала участков ВЛ и ЭХЗ НПС (ЛПДС).

Требования Руководящего документа обязательны при проектировании вновь строящихся и реконструируемых вдольтрассовых ВЛ-6 (10) кВ ОАО МН ОАО «АК «Транснефть».

^
2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ


В настоящем документе использованы ссылки на следующие нормативные документы:

1. Закон РФ «О промышленной безопасности опасных промышленных объектов», принят Государственной Думой РФ 21.07.1997 № 116-ПЗ.

2. Постановление Правительства РФ «Об организации и осуществлении производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте» от 10.03.1999 № 263.

3. «Правила охраны электрических сетей напряжением до 1000 В», принят Постановлением Правительства 11.09.1972 № 667.

4. «Правила охраны электрических сетей напряжением свыше 1000 В», принят Постановлением Правительства 26.03.1984 № 255.

5. «Правила присоединения ведомственных и выделенных сетей электросвязи общего пользования», принят Постановлением Правительства 19.10.1996 № 1254.

6. «О применении технических устройств на опасных производственных объектах», принят Постановлением Правительства 25.12.1998 № 1540.

7. ГОСТ Р 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии».

8. ГОСТ 9.602-89 ЕСЗКС «Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии».

9. ГОСТ Р 51330.1-99 «Электрооборудование взрывозащищенное».

10. СНиП 2.03.1 1-85* «Защита строительных конструкций от коррозии» Госстрой 30.08.1985 № 137.

11. СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования» Госстрой 30.03.1985 № 30.

12. СНиП 12-03-2001 «Безопасность труда в строительстве» Часть 1 Минстрой 23.07.2001 № 80, СНиП 12-04-2002 «Безопасность труда в строительстве» Часть 2. 17.09.2002 № 123.

13. «Правила устройства электроустановок» (ПУЭ), утверждены Минэнерго 06.10.1999 г., с изменениями и дополнениями, введенными до 2003 г.

14. «Правила эксплуатации электроустановок потребителей» (ПЭЭП), утверждены Минэнерго 31.03.1992 г.

15. «Правила охраны магистральных трубопроводов», утверждены Минэнерго 29.04.1992 г.

16 ПУ ВЛЗ 6-20 кB «Правила устройства воздушных линий электропередачи напряжением 6-20 кB с защищенными проводами».

17 «Нормы проектирования электрохимической защиты магистральных трубопроводов и площадок МН», утверждены Минэнерго 12.08.1999 № 274.

3 ОПРЕДЕЛЕНИЯ
В настоящем документе применяют следующие термины с соответствующими определениями:

Вдольтрассовая ВЛ – воздушная (воздушная с кабельными вставками) линия электропередачи, используемая для обеспечения электрической энергией средств ЭХЗ и электрооборудования линейной части магистральных нефтепроводов.

^ Система технического обслуживания и ремонта – совокупность взаимосвязанных средств и технологии технического обслуживания, диагностирования и ремонта, необходимых для поддержания и восстановления работоспособности оборудования или сетей.

^ Работоспособное состояние (работоспособность) – состояние оборудования, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-технической (эксплуатационной) и (или) конструкторской (проектной) документации и других нормативных актов.

^ Техническое обслуживание (ТО) - комплекс мероприятий, направленный на предотвращение преждевременного износа элементов оборудования или их разрушения, обеспечение надежной работы оборудования в межремонтный период.

Ремонт – комплекс мероприятий по устранению неисправностей вдольтрассовых ВЛ и средств ЭХЗ или их составных частей, обеспечивающий эксплуатацию ВЛ с заданной работоспособностью в периоды между ремонтами.

^ Текущий ремонт (Т) – ремонт, выполняемый в процессе эксплуатации для обеспечения работоспособности вдольтрассовых ВЛ и средств ЭХЗ и состоящий в замене и (или) восстановлении отдельных частей, и их регулировке.

Диагностирование – процесс определения технического состояния с помощью технических средств, поиска дефекта для оценки работоспособности и прогнозирования изменения технического состояния оборудования.

^ Капитальный ремонт (К) – ремонт, выполняемый для восстановления полного или близкого полному ресурса ВЛ и средств ЭХЗ с заменой или восстановлением любых ее частей, включая базовые.

Наработка – суммарная продолжительность или объем работы (количество пусков, включений и пр.) оборудования.

Трудоемкость - (диагностирования, технического обслуживания, ремонта, испытания) – норма времени на выполнение всех операций одного вида работ.

^ Запасная часть - составная часть оборудования, предназначенная для замены находившейся в эксплуатации такой же части с целью поддержания или восстановления работоспособности оборудования.

^ Резервный фонд - запас нового или отремонтированного оборудования и запасных частей, находящихся в складах или базах хранения, предназначенных для оперативного проведения работ по восстановлению работоспособности оборудования.

Система ЭХЗ – комплекс средств электрохимзащиты, установленные на всем протяжении МН и обеспечивающие защиту всего объекта.

^ Средства ЭХЗ – средства, используемые для защиты от подземной коррозии наружной поверхности трубопроводов, кабельных линий связи и их элементов, методом катодной поляризации постоянным током.

^ Установка катодной защиты – электроустановка, предназначенная для защиты подземных сооружений от почвенной коррозии и коррозии вызываемой блуждающими токами, состоящая из катодной станции (СКЗ), анодного заземления, заземляющего устройства и соединительных кабелей.

^ Установка дренажной защиты – электроустановка, состоящая из поляризованного дренажа (СДЗ) и соединительных кабелей, предназначенных для отвода (дренажа) блуждающих токов из трубопровода к источнику этих токов (электрифицированный железнодорожный транспорт).

^ Дренажная линия – кабели, соединяющие минусовую клемму источника постоянного тока с трубопроводом (катодная дренажная линия) и плюсовую клемму – с анодным заземлением (анодная линия).

^ Установка протекторной защиты – установка для катодной поляризации нефтепровода путем создания гальванической пары металл нефтепровода - протектор, состоящая из протектора или группы протекторов, активатора, регулирующих резисторов, шунтов, поляризованных элементов, контрольно-измерительной колонки и соединительных проводов.

^ Контрольно-измерительный пункт – устройство, предназначенное для измерения разности потенциалов «труба-земля» электродом сравнения, состоящее из колонки с клеммной панелью, узла подключения кабеля к МН, соединительных и измерительных проводов.

^ Анодное заземление – устройство, обеспечивающее стекание защитного тока на землю.

Блуждающие токи – токи в земле, возникающие вследствие работы посторонних источников постоянного или переменного тока.

^ Длина защитной зоны – протяженность трубопровода, на котором обеспечены защитные потенциалы от одной установки ЭХЗ.

Защитный потенциал – катодный потенциал, предотвращающий коррозионный процесс.

^ Минимальный защитный потенциал – минимальный (по абсолютному значению) катодный потенциал, обеспечивающий защиту от коррозии.

Поляризационный потенциал – потенциал без омической составляющей.

Пункт контроля и управления (ПКУ) – оборудование телемеханики, предназначенное для дистанционного контроля положения задвижек и других составляющих линейной части нефтепроводов и управления ими. Блок боксы ПКУ размещены на трассе нефтепроводов у узлов задвижек.

Комплектная трансформаторная подстанция (КТП)-понижающая трансформатор-ная подстанция, состоящая из силового трансформатора, закрытых сплошным ограждением шкафов высокого и низкого напряжения, предназначенная для электроснабжения узлов задвижек и средств телемеханики.

Мачтовая трансформаторная подстанция (МТП)-понижающая трансформаторная подстанция, состоящая силового трансформатора, аппаратов высокого и низкого напряжения, предназначенная для электроснабжения средств ЭХЗ.

^ 4 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
4.1 Техническое обслуживание и ремонт вдольтрассовых ВЛ и средств ЭХЗ должны проводиться в соответствии с требованиями «Правил эксплуатации электроустановок потребителей» (ПЭЭП), «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ), «Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов», (РД 153-39.4-056-00), «Межотраслевых правил по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электрических установок» (РД 153-34.0-03.150-00), «Правил безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов», нормативных актов Госгортехнадзора и Госэнергонадзора РФ, действующих регламентов ОАО «АК «Транснефть» и настоящего Положения.

4.2 Ответственность за организацию технического обслуживания и текущего ремонта возлагается на ответственного за электрохозяйство РНУ (УМН).

4.3 Организация работ по эксплуатации, техническому обслуживанию и текущему ремонту возлагается на начальника участка ВЛ и ЭХЗ ЛПДС (НПС).

4.4 Cлужбы ВЛ и ЭХЗ ОАО МН и РНУ (УМН) находятся в составе отделов главного энергетика ОАО МН и РНУ (УМН) и руководствуются положением о службе ВЛ и ЭХЗ.
^ 5 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ВДОЛЬТРАСОВЫХ ВЛ
5.1 Состав вдольтрассовых ВЛ
В состав вдольтрассовых ВЛ входят:

  • опоры (промежуточные, анкерные) и их элементы;

  • провода, изоляторы и элементы их крепления (арматура);

  • кабельные вставки с концевыми и соединительными муфтами;

  • заземляющие устройства;

  • разъединители с ручным или дистанционным управлением (управляемый разъединитель), ячейки КРУН-СВЛ и др.;

  • предохранители;

  • разрядники (вентильные, ограничители перенапряжения);

  • комплектные трансформаторные подстанции 6 (10)/0,4 кВ (КТПН);

  • мачтовые трансформаторные подстанции 6 (10)/0,23 кВ (МТП);

  • высоковольтная часть комплектных установок СКЗ (УКЗВ);

  • электрооборудование ПКУ и электроприводов.


^ 5.2 Требования к вдольтрассовым ВЛ
5.2.1 Вдольтрассовые ВЛ должны соответствовать требованиям ПУЭ и действующих строительных норм и правил. При приемке в эксплуатацию ВЛ, вновь построенных или после капитального ремонта, должны быть проверены на соответствие проекту техническое состояние трассы, опор и других элементов ВЛ, заземляющих и устройств молниезащиты, стрелы провеса и расстояние от проводов в пролетах и пересечениях до земли и других объектов. Схемы электроснабжения приведены в Приложении А (А.1 и А.2).

Оборудование и материалы, входящие в состав ВЛ, должны соответствовать требованиям ГОСТ или технических условий, утвержденных в установленном порядке.

5.2.2 Присоединение вдольтрассовой ВЛ к источнику питания выполняется через выключатель.

На вдольтрассовой ВЛ должны устанавливаться двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки, а вторая в виде максимальной токовой защиты с независимой характеристикой выдержки времени и защита от однофазного замыкания на землю с действием на отключение.

Вдольтрассовая ВЛ должна быть защищена от грозового перенапряжения вентильными разрядниками или ограничителями перенапряжения.

Опоры вдольтрассовых ВЛ должны быть железобетонными (кроме ранее установленных металлических), с изгибающим моментом не менее 3,5 тонн.

Расстояние между опорами должно быть не более 60 м. Увеличение этого расстояния допускается до 80 м в местах пересечения ВЛ с коммуникациями или в местах прохождения ВЛ по сильно пересеченной местности. В таких случаях должны применяться усиленные опоры в соответствии с СН и П 2.01.07-85 и проектом.

Отклонение вершины железобетонной опоры от вертикальной оси не должно быть более 0,2 м.

Не допускается применение на вновь строящихся ВЛ центрифугированных круглых опор.

Не допускается к дальнейшей эксплуатации ВЛ:

  • при отклонении вершины железобетонной опоры от вертикальной оси более 0,5 м;

  • при наличии сколов опоры с оголением продольной арматуры;

  • при наличии поперечных трещин более 0,5 мм в зоне действия наибольшего изгибающего момента (на уровне поверхности земли и уровне крепления укосины или ригеля)

На вдольтрассовых ВЛ должен применяться только сталеалюминевый провод марки АС сечением не менее 50 кв. мм. Необходимость применения изолированных проводов определяется проектом. Запрещается применение элементов крепления провода и траверс, не соответствующих ГОСТ или ТУ. На вновь строящихся и реконструируемых ВЛ необходимо применять только проволочную вязку и стеклянные изоляторы на напряжение не ниже 20 кВ.

Применение на ВЛ подвесных изоляторов определяется проектом.

При очередном капитальном ремонте необходимо предусмотреть замену фарфоровых изоляторов на стеклянные.

5.2.3 Кабельные вставки должны быть защищены от грозового перенапряжения с установкой разрядников или ограничителей перенапряжения в месте подключения к ВЛ. Кабельные вставки с металлической оболочкой проложенные в зоне блуждающих токов или агрессивных грунтов должны быть защищены от воздействия блуждающих токов и агрессивной среды.

5.2.4 Расстановка коммутационных аппаратов на одноцепной ВЛ должна обеспечить при повреждении одного из участков отключение только этого участка, сохранив работоспособное состояние остальных (схема п.5.8.2, Раздела 5.8.).

При очередном капитальном ремонте необходимо предусматривать установку дополнительных разъединителей для обеспечения требуемой надежности электроснабжения.

5.2.5 При прохождении ВЛ по населенной местности расстояние от проводов ВЛ до поверхности земли должно быть не менее 7 м, до зданий и сооружений не менее 3 м, при пересечении МН – не менее 11 м. В местах пересечения ВЛ с другими коммуникациями применяется двойное крепление проводов на штыревых изоляторах и крепление глухими зажимами при применении подвесных изоляторов.

При прохождении ВЛ по ненаселенной местности расстояние от проводов до поверхности земли должно быть не менее 6 м, при прохождении по труднодоступной местности – не менее 5 м

Стрела провеса проводов должна соответствовать проекту.

Высота деревьев и кустарников при прохождении ВЛ по просекам, используемых для их выращивания, должна быть не более 4 м. Обрезку кустарников и насаждений производить согласно требований «Правил охраны электрических сетей напряжением свыше 1000 В.»

Ширина просеки для ВЛ в лесных массивах и зеленых насаждениях низкорослых пород высотой до 4 м должна быть не менее расстояния между крайними проводами плюс 6 м.( по 3 м в каждую сторону от крайних проводов).

Ширина просеки для ВЛ в насаждениях высотой более 4 м не менее расстояния между крайними проводами плюс расстояния, равной высоте основного лесного массива, с каждой стороны от крайних проводов ВЛ. Отдельные деревья или группы деревьев, растущие на краю просеки для ВЛ, должны вырубаться, если их высота больше, чем расстояние по горизонтали от деревьев до проводов ВЛ.

5.2.6 На высоте 2,5 м должны быть нанесены следующие постоянные знаки:

- наименование ВЛ или ее условное обозначение;

  • номер опоры в порядке возрастания от источника питания до границы эксплуатационного участка НПС (ЛПДС). Граница раздела должна быть привязана к километровому пикету нефтепровода;

  • год постройки;

  • заводская маркировка с указанием проектного шифра стойки и кольцевые полосы выше уровня грунта, с указанием расстояния от полосы до заглубленного в грунт конца стойки;

  • номер ВЛ или ее условное обозначение на концевых опорах, первых опорах ответвлений от линии, на опорах в месте пересечения линии одного напряжения, на опорах, ограничивающих пролет пересечения с железными и автомобильными дорогами I-V категории;

  • предупреждающие плакаты (знаки безопасности) на всех опорах ВЛ в населенной местности;

  • номер телефона владельца ВЛ в месте пересечения линии одного напряжения, на опорах, пересечения с железными и автомобильными дорогами I-V категории.

На опорах отпайки от вдольтрассовой ВЛ должны быть нанесены ее наименование и нумерация с начала отпайки.

Постоянные знаки безопасности, габаритные знаки на пересечениях с автодорогами и железнодорожными путями и надписи должны содержаться в исправном состоянии.

5.2.7 Сопротивление заземляющего устройства опор должно быть:

- при удельном сопротивлении грунта до 100 Ом.м в населенной местности не более 10 Ом,

- при удельном сопротивлении грунта более 100 Ом.м в населенной местности не более 15 Ом,

- при удельном сопротивлении грунта до 100 Ом.м в ненаселенной местности не более 30 Ом.

  • при удельном сопротивлении грунта выше 100 Ом.м – не более 0,3 удельного сопротивления грунта.

5.2.8 Требования к трансформаторным подстанциям.

Присоединение трансформаторной подстанции к сети высшего напряжения должно осуществляться при помощи предохранителей и разъединителя, управляемого с земли, привод разъединителя должен запираться на замок.

Высота воздушного ввода высокого напряжения подстанции должна быть не менее 4,5 м., считая от земли до токоведущих частей. Для подстанций, расположенных на одностоечных опорах, устройство площадок и лестниц запрещается. Шкафы высокого и низкого напряжения должны быть заперты на замки с разными ключами.

Номинальные токи и напряжения защитных (автоматические выключатели, предохранители и тепловые реле) и пусковых (магнитные пускатели и контакторы) аппаратов КТП и ЩСУ-0.4 кВ должны соответствовать мощности электроприемников, запитанных через них.

Взрывозащита электродвигателя электропривода должна соответствовать классу взрывопасной зоны.
Покраска выполняется красками светлых тонов. Надписи должны содержать:

  • наименование установки;

  • порядковый номер;

  • напряжение;

  • мощность трансформатора;

  • знак безопасности.

Надписи, относящиеся к цепям высокого и низкого напряжения, должны быть размещены так, чтобы была обеспечена возможность их четкого распознавания.

Двери шкафов должны иметь выключатель для сигнала «несанкционированный доступ».

Подстанции на одностоечных опорах в местах возможного наезда транспорта должны быть защищены отбойными тумбами или ограждением.

В установках УКЗВ разделение отсеков высокого и низкого напряжения должны быть выполнены сплошной несъемной перегородкой.

Подстанции при высоте токоведущих частей воздушного высоковольтного ввода до земли менее 4,5 м должны иметь сетчатое ограждение высотой 1,6-2,0 м. В местах с высокими снежными заносами высота ограждения определяется проектом.

Электропроводка между трансформатором и щитом низкого напряжения должна быть защищена от механических повреждений.

Корпуса оборудования должны быть покрашены в светлые тона, надписи желтого или красного цвета.
^ 5.3 Планирование работ по техническому обслуживанию и ремонту ВЛ
5.3.1 Для планирования работ по техническому обслуживанию и ремонту ВЛ должны составляться:

-трехлетний план – график ремонтов;

-годовой план –график технического обслуживания и текущего ремонта;

-месячный план технического обслуживания и текущего ремонта.

-годовой план капитального ремонта;

Формы планов приведены в Приложении Б (Б.1 - Б.4).

Основанием для включения оборудования и объектов в план являются:

- нормативная периодичность ремонтных циклов электроустановок и ВЛ;

- результаты выборочного верхового осмотра ВЛ, предшествующего капитальному ремонту;

- результатов осмотров и технического обслуживания, измерений и испытаний предыдущего периода;

  • результаты анализа, выполненного с учетом частоты отказов ВЛ и времени простоя.


5.3.2 Трехлетние планы ремонтов составляются по каждому участку ВЛ и виду оборудования:

  • на капитальный ремонт участка ВЛ;

  • на ремонт трансформаторов;

  • на ремонт заземляющих устройств с вскрытием;

Трехлетний план формируется по данным паспортов ВЛ и оборудования, сроки очередных ремонтов которых истекают в этот период.

Трехлетний план составляется начальником участка ВЛ и ЭХЗ и утверждается главным энергетиком РНУ (УМН).

5.3.3 Годовой план – график технического обслуживания и текущего ремонта составляется начальником участка ВЛ и ЭХЗ НПС (ЛПДС) на основе:

  • нормативных сроков периодичности технического обслуживания и ремонта оборудования, входящего в состав ВЛ;

  • утвержденных ОАО «АК «Транснефть» и ОАО МН мероприятий по повышению надежности в работе ВЛ;

  • результатов осмотров и технического обслуживания, измерений и испытаний предыдущего периода;

  • результатов анализа, выполненного с учетом частоты отказов ВЛ и времени простоя;

  • мероприятий по подготовке объектов МН к работе в паводковом и осенне-зимнем периоде.

Начальник участка ВЛ и ЭХЗ составляет график испытаний кабельных линий;

Объемы работ включенные в план - график текущего ремонта начальник участка подтверждает дефектными ведомостями и техническим заданием. В плане-графике сроки выполнения работ по отдельным видам оборудования в рамках одного месяца должны быть совмещены.

График ремонта электроустановок с отключением ВЛ и график работ на средствах ЭХЗ должны быть совмещены.

Начальник участка ВЛ и ЭХЗ в сроки, установленные регламентом ОАО «АК»Транснефть», направляет план-график главному энергетику РНУ для представления его на утверждение главному инженеру РНУ (УМН).

5.3.4 На основе утвержденного годового плана - графика начальник участка ВЛ и ЭХЗ составляет месячный план работ, производит расчет рабочего времени бригады. При составлении плана на месяц учитываются результаты осмотров ВЛ текущего года.

До 25 числа текущего месяца месячный план работы участка на следующий месяц начальник участка ВЛ и ЭХЗ согласовывает энергетиком НПС (ЛПДС), главным энергетиком РНУ (УМН) и представляет на утверждение главному инженеру РНУ (УМН).

5.3.5 Ежемесячно до 5 числа месяца, следующего за отчетным начальник участка ВЛ и ЭХЗ представляет главному энергетику РНУ отчет о выполнении плана за прошедший месяц и отчет по отказам ВЛ.

5.3.6 Годовой план капитального ремонта ВЛ разрабатывает главный энергетик РНУ (УМН) на основе представленных начальниками участков дефектных ведомостей и актов обследований, выполненных участками ВЛ и ЭХЗ НПС (ЛПДС). При планировании капитального ремонта учитываются результаты анализа, выполненного с учетом частоты отказов ВЛ и времени простоя.

В объем капитального ремонта входят:

- работы по текущему ремонту, выполнение которых предусматривается в год капитального ремонта;

- работы, предусмотренные в мероприятиях ОАО «АК «Транснефть» и ОАО МН по повышению надежности ВЛ;

- работы, предусмотренные в трехлетнем плане - графике ремонтов.

Для формирования плана капремонта главный энергетик РНУ (УМН) представляет в ОГЭ ОАО МН дефектные ведомости, пояснительную записку, подтверждающие объемы работ и паспорт на объект, подлежащий ремонту.

Основанием для включения участка ВЛ в план капремонта является:

-20 отказов в год с отключением ВЛ с центра питания;

-перерыв электроснабжения более 32 часов в год из-за отказа на участке ВЛ;

-ежегодное увеличение количества отказов на одном участке ВЛ более 10 % в течении 3-х лет подряд.

Главный энергетик ОАО МН в сроки согласно Регламенту ОАО «АК «Транснефть» представляет проект технического задания, объем работ по диагностике, капитальному ремонту и реконструкции вдольтрассовых ВЛ в ОКС и КР для формирования комплексной Программы ОАО МН.


^ 5.4 Требования к ведению технической документации
Документация по эксплуатации ВЛ должна соответствовать требованиям настоящего Положения, регламентов ОАО «АК «Транснефть» и ОАО МН, ПЭЭП и другой действующей НТД.

5.4.1 На участке ВЛ и ЭХЗ должна храниться техническая документация, оформленная при приемке в эксплуатацию:

  • утвержденная проектная документацию на каждую ВЛ и перечень отступлений от проекта;

  • исполнительный чертеж ВЛ и профиль трассы с указанием мест пересечений с различными коммуникациями;

  • исполнительная схема ВЛ со всеми элементами, входящими в ее состав, в том числе по опорная схема;

  • исполнительная схема трассы кабельных линий с отметкой места установки соединительных муфт;

  • акты приемки скрытых работ, испытаний, наладки электрооборудования;

  • акты приемки в эксплуатацию ВЛ и установок, входящих в состав ВЛ;

  • технические паспорта на КТП, трансформатор, кабельные перемычки, заземляющие устройства всех установок;

  • протокол фазировки.

5.4.2 При эксплуатации ВЛ начальник участка ВЛ и ЭХЗ должен организовать ведение следующей документации:

  • паспорт ВЛ с по опорной схемой, паспорта всех электроустановок, входящих в состав ВЛ и паспорта на все заземляющие устройства (Приложение А.1, А.2);

  • однолинейная и оперативная схемы ВЛ с указанием мест подключения КТП, МТП, УКЗВ, установок ЭХЗ и установки разъединителей и выключателей

(Приложение А);

  • протоколы проверки заземляющих устройств и сопротивления цепи (разъемных контактов) между заземляющим устройством и заземляемыми элементами;

  • протоколы испытания изоляции кабельных линий;

  • акты приемки после ремонта;

  • журнал дефектов;

  • журнал осмотра;

  • журнал учета работ(производства работ) на ВЛ;

- списки лиц имеющих право единоличного осмотра электроустановок, лиц имеющих право отдавать оперативные распоряжения, быть ответственными руководителями, производителями работ;

- инструкции по эксплуатации и ремонту электрооборудования ВЛ.

Ответственность за организацию ведения документации возлагается на начальника участка ВЛ и ЭХЗ.

Перечень технической документации участка ВЛ и ЭХЗ утверждается главным инженером РНУ (УМН).
5.4.3 Порядок оформления и ведения технической документации.
Формы документации приведены в Приложении Б (Б.4 – Б.16).

Паспорт ВЛ и паспорта электроустановок, входящих в ее состав, должны содержать полную техническую характеристику при приемке в эксплуатацию. В паспорта заносятся сведения о выполненных ремонтах и изменениях, внесенных в конструкцию при ремонтах. Записи в паспортах должны подтверждаться подписями исполнителей с указанием времени выполнения работ. В паспортах выключателей и управляемых разъединителей должны быть сведения о количестве отключений (включений).
На однолинейных схемах ВЛ должны быть нанесены все электроприемники с указанием мест присоединения (номер опоры) и мощности оборудования.

На основе однолинейной схемы составляется оперативная схема, указывающая положение коммутационных аппаратов.

В журнале производства работ, начальником участка ВЛ и ЭХЗ регистрируется содержание (виды и объем) выполняемой работы, дата проведения и персональный состав исполнителей.

В журнале учета работы ВЛ, лицом, ответственным за организацию производства работ, регистрируется наименование выполненной работы, время простоя ВЛ дата проведения и персональный состав исполнителей.

В журнале осмотра результаты осмотра ВЛ оформляются с подписью исполнителей.

В журнал дефектов заносятся сведения о характере дефекта, месте и количестве дефектов, выявленных в ходе осмотра. Ответственный исполнитель, устранивший дефект, фиксирует в журнале время устранения и расписывается.

Работы, выполненные по техническому обслуживанию и текущему ремонту ВЛ, оформляются актами. Акты и протоколы проверок и испытаний подписываются исполнителями и прикладываются к паспорту.

В протоколах отражаются параметры технического состояния оборудования, полученные при испытаниях и измерениях. Отклонения параметров от нормативных (паспортных) значений должны оформляться актом с рекомендациями по их устранению. При выполнении работ наладочной группой РНУ (УМН) или сторонней организацией протоколы и акты оформляются в двух экземплярах, один экземпляр передается начальнику участка ВЛ и ЭХЗ.

Акт приемки в эксплуатацию после капитального ремонта ВЛ и вся оформленная документация передается участку ВЛ и ЭХЗ и хранится в отдельной папке вместе с паспортом. Сведения о выполненном ремонте вносятся в паспорт ВЛ.

Все изменения на ВЛ, выполненные в процессе ремонта или реконструкции, должны быть внесены в схемы и чертежи до ввода ВЛ в работу. Также до ввода ВЛ в работу информация об изменениях должна доводиться до сведения всех работников (с записью в журнале распоряжений или инструктажей), для которых обязательно знание этих инструкций, схем и чертежей. Дополнительные требования к обслуживанию и ремонту ВЛ, возникшие в связи с изменением, должны быть внесены в соответствующие инструкции.

Соответствие электрических (технологических) схем (чертежей) фактическим эксплуатационным должно проверяться не реже одного раза в 2 года с отметкой на них о проверке.
^ 5.5 Эксплуатация вдольтрассовых ВЛ
Эксплуатация вдольтрассовых ВЛ это совокупность процессов технического обслуживания, диагностики и ремонта для поддержания ее работоспособности.

Техническое обслуживание (ТО) ВЛ состоит из комплекса мероприятий по поддержанию работоспособности в процессе эксплуатации (осмотры, испытания, измерения и устранение мелких неисправностей). В зависимости от периодичности, назначения и содержания ТО подразделяются на периодическое и внеочередное.

Ремонт ВЛ заключается в проведении комплекса мероприятий для восстановления паспортных характеристик ВЛ или отдельных ее элементов и доведение их до соответствия с действующими нормативами.

Конструктивные изменения электрооборудования и аппаратов ВЛ, а также изменения электрических схем при выполнении ремонтов, осуществляются по утвержденной технической документации.

Техническое обслуживание и ремонт должны быть организованы комплексно, с минимальной продолжительностью отключения ВЛ.

Дефекты или повреждения элементов ВЛ, выявленные при осмотрах и проверках, которые представляют непосредственную угрозу безопасности людей и обслуживающего персонала, возникновения аварий, пожара и т.п., должны устраняться незамедлительно.

Другие дефекты устраняются при техническом обслуживании или плановом ремонте.

Для оценки надежности электроснабжения электроустановок линейной части МН должен быть организован учет времени работы и простоя ВЛ. На основе анализа причин отказов (их частоты и места расположения участка, времени простоя) определяется необходимый вид ремонта.

Работы при техническом обслуживании и ремонте вдольтрассовых ВЛ выполняются:

- специализированными подразделениями РНУ (УМН) или ОАО МН – выездными ремонтными бригадами;

- персоналом участка ВЛ и ЭХЗ НПС (ЛПДС);

  • сторонними организациями, имеющие опыт работы и разрешение на производство работ в объектах магистральных нефтепроводов.

Численность персонала определяется согласно Приложений Е и Ж.

Персонал участка ВЛ и ЭХЗ при выполнении работ на ВЛ должен иметь средства связи с дежурным электромонтером (оператором НПС).

Персонал сторонних организаций, выполняющий ремонт ВЛ, должен быть оснащен средствами связи с диспетчерскими службами своих организаций.

Табель технического оснащения участка ВЛ и ЭХЗ приведен в Приложении Д.
^ 5.6 Техническое обслуживание вдольтрассовых ВЛ
В объем работ по техническому обслуживанию входит:

  • периодический осмотр и контроль за работой электроустановок ВЛ;

  • работы, выполняемые по мере необходимости (очистка, регулировка и подтяжка болтовых соединений и устранение мелких неисправностей, восстановление надписей и знаков безопасности);

  • содержание просеки ВЛ (удаление посторонних предметов, вырубка поросли, деревьев и кустарников в установленном порядке);

  • измерения и испытания на ВЛ.

В объеме ТО могут выполняться работы по оценке технического состояния вдольтрассовых ВЛ для уточнения сроков и объемов последующих технических обслуживаний и ремонтов.
^ 5.6.1 Порядок осмотра ВЛ
На вдольтрассовых ВЛ должны быть организованы периодические (очередные) и внеочередные осмотры. Осмотр производиться с целью визуальной проверки состояния ВЛ. Периодические осмотры проводятся в сроки, установленные в таблице 5.1 настоящего Положениия по графику, утвержденному главным энергетиком РНУ (УМН).

Осмотр ВЛ по всей длине проводится с целью проверки состояния:

-просеки трассы;

-опор, фундаментов и приставок;

-проводов, изоляторов, арматуры, контактных соединений;

-разрядников, разъединителей, выключателей;

-кабельных вставок, концевых муфт;

-заземляющих устройств и заземляющих спусков.

Верховой осмотр ВЛ с подъемом на опору проводится в целях тщательного осмотра траверс, крюков, кронштейнов, штырей, изоляторов и узлов крепления проводов.

Верховой осмотр проводится в год, предшествующий ремонту, или по мере необходимости. Осмотру подлежат все анкерные опоры и опоры с установленными на них оборудованием и коммутационными аппаратами. Осмотр промежуточных опор выполняется по усмотрению начальника участка ВЛ и ЭХЗ, но не менее одной из десяти.

Внеочередной осмотр ВЛ производится:

- после стихийных явлений в целях выявления дефектов и повреждений, вызванных стихийным явлением (гололед, ледоход, разливы рек, ливни, ураганы, оползни, обвалы, пожары вблизи ВЛ и т.п.). Осмотр производится начальником участка ВЛ и ЭХЗ.

- после автоматического отключения ВЛ релейной защитой в целях установления причин (дефектов), вызвавших это отключение.

Для уточнения объемов ремонта ВЛ, включенных в план на будущий год, осмотр следует проводить с учетом предыдущих испытаний и измерений. По результатам осмотров составляются уточненные ведомости ремонтных работ (дефектные ведомости).

Виды осмотров, их периодичность и выявляемые дефекты и неисправности приведены в таблице 5.1

Таблица 5.1

Наименование работ

Периодичность,

оформление результатов

Выявляемые дефекты и неисправности




1

2

3



^

Осмотры ВЛ





1. Периодический осмотр




1.1. Осмотр по всей длине ВЛ

Осмотр ВЛ, подверженных паводковому воздействию (в зоне затопления, вспучива-ния грунта и весеннего размыва)
Осмотр КТП, МТП, УКЗВ

совместно с ВЛ
Осмотр ПКУ и электропри-водов совместно с ВЛ


Осмотр кабельных вставок

совместно с ВЛ



1 раз в 6 месяцев

март-апрель(в период подготовки ВЛ к паводку и грозовому сезону) и

сентябрь-октябрь (в период подготовки к работе в зимнее время)


Май

после прохождения павод-ка, оттаивания грунта


1 раз в 6 месяцев
1 раз в 6 месяцев

1 раз в 6 месяцев
Заполняется журнал ос-мотра и журнал дефектов.

-видимые сколы изоляторов;

-трещины и сколы ж/б опор, с оголе-нием продольной и поперечной арматуры;

-набросы на проводах;

-искрение в соединениях проводов;

-обрыв более двух ниток обвязки бандажей пасынков;

-повреждение корпуса разрядника и нарушение искрового промежутка, разрушение электродов;

-повреждение элементов разъединителей, выключателей;

-ослабление крепления арматуры;

-отсутствие нумерации и плакатов безопасности.

-углубление грунта у опор более 0,3 м
-размыв грунта у опор;

-отклонение от вертикали опор больше допустимого;

-нарушения заземляющих и молниезащитных устройств.
-не соответствие уровня масла в трансформаторе, течь масла;

-повышенная температура и шум трансформатора;

-обрыв заземления;

-скол изолятора вводов трансформатора;

-отсутствие замков;

-неисправность пусковой и защитной аппаратов ЩСУ-0,4 кВ;

-неисправности на кабельных линиях электроприводов;

-неисправности электродвигателя и концевых выключателей.
-течь мастики концевой муфты;

-сколы и трещины изолятора;

-отсутствие механической защиты спуска.




1.2 Верховой осмотр ВЛ, включенной в план ремонта с подъемом на опору

Эксплуатируемых более 20 лет



При необходимости

не реже 1 раз в 8 лет
Заполняется журнал осмотра, составляется акт обследования

-неисправности крепления траверс и вязки проводов;

-трещины изоляторов и их загрязнение;

-разрушение заземления траверсы, арматуры;

-разрегулировка контактов разъединителя;

-загнивание древесины.




1.3 Осмотр ВЛ при приемке в эксплуатацию после строительства и капитального ремонта


После окончания строительно-монтажных работ и капитального ремонта
Составляется акт обследования.

-не соответствие глубины установки опор проектному;

-неплотность грунта у основания опор;

-нарушения монтажа соединений проводов;

-нарушения монтажа заземляющих устройств и устройств защиты от перенапряжения;

-несоответствие стрел провеса, габаритов пересечения и сближения с другими линиями и коммуникациями.




^ 2. Внеочередной осмотр




2.1 Внеочередной осмотр ВЛ после стихийного явления (урагана, пожара, разлива рек и т.п.)

По мере необходимости

Заполняется журнал осмотра, дефектов.

Дефекты и разрушения вызванные стихийными явлениями




2.2 Внеочередной осмотр ВЛ после автоматического отключения ВЛ релейной защитой, в том числе после неуспешного повторного включения

После автоматического отключения ВЛ релейной защитой.
Заполняется журнал осмотра.

Дефекты и разрушения вызвавшие отключение из-за падения дерева, наброса, падения опоры, обрыва провода и т. д.

2.3 Внеочередной осмотр ВЛ после успешного повторного включения ВЛ



На следующий день после повторного включения ВЛ.
Заполняется журнал осмотра.

Дефекты и разрушения вызвавшие отключение из-за касания веток деревьев, наброса, и т. д.


Ответственность за организацию и проведение осмотров несет начальник участка ВЛ и ЭХЗ.

Осмотры ВЛ выполняет персонал участка ВЛ и ЭХЗ по письменному распоряжению начальника участка.

Начальник участка ВЛ и ЭХЗ обязан выполнять осмотр:

-ВЛ по всей длине в марте-апреле;

-участков ВЛ, подверженному поводковому воздействию;

-внеочередной осмотр ВЛ после стихийного явления;

-при приемке в эксплуатацию после строительства, капитального и текущего ремонта.

Задание на выполнение осмотра оформляется в журнале производства работ на ВЛ.

В распоряжении указывается: наименование ВЛ, подлежащей осмотру; участки ВЛ, требующие большего внимания (пересечения с коммуникациями, с другими ВЛ, места производства сельскохозяйственных работ и т.д.); ответственный исполнитель; время начала и окончания работы.

После выполнения задания исполнитель оформляет журнал осмотра, а обнаруженные дефекты вносит в журнал дефектов.
^ 5.6.2 Порядок выполнения работ при техническом обслуживании
Работы по техническому обслуживанию ВЛ производятся в объемах и периодичностью, предусмотренных настоящим Положением.

Обнаруженные при осмотрах дефекты, угрожающие аварией, безопасностью людей и т. д., устраняются внеочередном порядке.

Работы по ТО ВЛ выполняет персонал участка ВЛ и ЭХЗ по письменному распоряжению начальника участка.

При выполнении работ по заделке поверхности железобетонных опор и покраске элементов ВЛ, не связанных с приближением к частям, находящимся под напряжением, может быть привлечен не электротехнический персонал. Работы должны проводиться под наблюдением персонала участка ВЛ и ЭХЗ.
Объем работ приведен в таблице 5.2
Таблица 5.2

Наименование

работ

Срок выполнения

Объем работ, порядок ремонта

1

2

3
^

Работы выполняемые при плановом ТО


1. Устранение мелких неисправностей:

-ремонт трещин и сколов на опорах и приставках, укрепление бандажей приставок;

-восстановление надписей и сигналь-ных знаков в местах пересечения;

- восстановление целостности защит-ных оболочек, сетчатых ограждений;

- ремонт заземляющего устройства;

- восстановление маркировки, над-писей, предупредительных плакатов;

-очистка от ржавчины, пыли и загряз-нения покраска кожухов, ограждения КТП, ПКУ.


При очередном плановом ремонте в летний период


- заделать поверхность бетона в зоне образования трещин по-лимерцементным раствором;

- покрасить поверхность бетона в зоне выступления темных пятен от арматуры;

- очистить оголенную поперечную арматуру от ржавчины и покрасить;

-очистить от ржавчины и покрасить;

-покраска КТП, ПКУ;

-доливка или замена масла, устранение течи масла короб-ке концевых выключателей.

2. Расчистка просеки от порослей


Не реже одного раза в год
Заполняется журнал производства работ, журнал дефектов

-оформление разрешения на вырубку деревьев;

-вырубка порослей, деревьев в просеке и вне просеки, угро-жающие падением на провода;

-обрезка крон деревьев;

3. Технический надзор при строи-тельстве и реконструкции ВЛ, выпол-няемых подрядными организациями.


Составляются акты обследования.

Периодическая проверка качества выполняемых работ
^

Работы выполняемые при внеочередном ТО


1

2

3

1. Устранение неисправностей:

-подтяжка ослабленных болтовых соединений с видимым нагревом;

-удаление забросов на провода;

- устранение завалов трасс посторонними предметами;

-устранение подтеков кабельной мастики и т. п.;

Немедленно



-переразделать кабельную муфту;

2. Наблюдение за образованием гололеда при метеоусловиях, способ-ствующих образованию наледи

Ежедневно

-осмотр за нарастанием наледи на проводах и пляски проводов.

3. Выполнение мероприятий, связанных с охраной ВЛ

По необходимости

Заполняется журнал производства работ

-допуск к работам сторонних организаций;

-надзор за работами, проводимыми вблизи ВЛ;


Ответственность за организацию и безопасное проведение работ несет начальник участка ВЛ и ЭХЗ.

Распоряжение на выполнение оформляется в журнале производства работ на ВЛ.

В распоряжении указывается наименование ВЛ с привязкой к километровому пикету нефтепровода, места пересечения с коммуникациями, объем и характер выполняемых работ, ответственный исполнитель, время начала и окончания работы.

После выполнения задания исполнитель сообщает дежурному электромонтеру НПС и оформляет журнал учета работ на ВЛ.
^ 5.6.3 Порядок проведения испытаний и измерений
Проверки и измерения на ВЛ производятся в объемах и сроках, предусмотренных «Нормами испытаний электрооборудования и аппаратов электрических установок потребителя».

Проверка сопротивления заземления опор должна производиться в летнее время

в период наибольшего просыхания грунта.

При проверке расстояний от проводов до поверхности земли, зданий и сооружений, инженерных коммуникаций, крон деревьев, кустарников полученные значения сравниваются с допустимыми значениями согласно ПУЭ.

При получении результатов измерений, отличающихся от паспортных, но в допустимых пределах, эти данные заносятся в паспорт оборудования или ВЛ.

Проверки и измерения совпадающие с сроками выполнения технического обслуживания, текущего ремонта и капитального ремонта должны выполняться одновременно с выполнением этих работ.

Проверка состояния защиты ВЛ от перенапряжений выполняется ежегодно перед началом грозового сезона, по результату проверки составляется акт. Разрядники с видимыми неисправностями заменяются.

Проверка состояния проводов и соединителей проводов производится визуально при осмотрах. Проверка состояния соединителей и контактных соединений производится при тепловизионном обследовании, неудовлетворительные соединения устраняются при очередном ремонте.

Измерения и инструментальные обследования проводятся персоналом, прошедшим специальную подготовку по работе со средствами измерений, или специализированными организациями, имеющих разрешение на выполнение этих работ.

Перечень работ, выполняемых при проверках и измерениях на вдольтрассовых ВЛ, их периодичность и выявляемые дефекты представлены в таблице 5.3

Таблица5.3

Наименование работ, ответственный

Периодичность,

оформление результатов

Выявляемые дефекты и неисправности

^ 1. Испытания и измерения опор и их элементов

1.1 Измерение сопротив-ления заземляющих устройств у опор:

всех типов;

- с установленными на них разъединителями, выключателями и разрядниками.

После монтажа, переустройства и ремонта заземляющих устройств.

Не реже одного раза в 9 лет

Не реже одного раза в 6 лет
Заполняется протокол измерений.

Не соответствие измеренных параметров нормативным значениям, указанных в п.5.2.1 настоящего Положения.

1.2 Выборочная (2% опор с заземлителями) провер-ка состояния заземляю-щего устройства со вскрытием грунта.

ВЛ, эксплуатируемые 20 лет и более, совместно с текущим ремонтом,

Не реже 1 раза в 9 лет,

совместно с капремонтом ВЛ


1 раз в 6 лет (необходимость определяется по результатам измерений)

Разрушение металла заземления более 50%.

1.3 Проверка габари-тов проводов, стрелы провеса, расстояний приближения, в том числе в местах пересе-чения и до порослей.

По мере необходимости, по результатам осмотров


Протокол измерений

Несоответствие габаритов нормативным значениям:

-в населенно местности – 7 м.

-не населенной местности – 6 м.

-труднодоступной местности – 5 м.

-до зданий и сооружений – 3 м.

-до низкорослых кустарников – 4 м.

-до кроны деревьев – согласно ПУЭ;

-фактическая стрела провеса не более + 5% от проектного;

1.4 Тепловизионное обследование – проверка отсутствия повреждений зажимов и арматуры для соединения проводов
Выполняется при текущем ремонте


1 раз в 3 года


ВЛ, эксплуатируемых 20 лет и более 1 раз в 2 года
Оформляется протокол

Нарушение контактного соединения:

-искрение или посинение контакта, обугливание изоляции;

-видимое механическое повреждение зажимов и плашек;
-оплавление и обрыв отдельных проволок.

1.5 Проверка состояния защиты ВЛ от перенап-ряжения. Проверка разрядников и защитных промежутков


Март – апрель, ежегодно перед началом грозового сезона (визиуально)

Разрядники один раз в 3 года снимаются с опоры для проверки
Оформляется в паспорте ВЛ

-не соответствие разрядного зазора;

-изменение сопротивления и утечки тока вентильного разрядника не более чем на 30% заводских данных;

-пробивное напряжение вентильного разрядника не более +5 –10 % от данных завода изготовителя;

-сопротивление изоляции менее 1 МОм;

1.6 Испытание изоляции кабельной вставки повышенным напряжением

1 раз в год.

Оформляется протокол.

Не соответствие нормативным значениям:

- испытательное напряжение 5 –ти кратное номинальное

1.7 Проверка степени загнивания деталей деревянных опор


Через 6 лет после ввода в эксплуатацию.

Не реже 1 раза в 3 года.

Перед подъемом на опору.

Заполняется ведомость контроля загнивания древесины

Отдельные очаги гнили, трещины; глубина загнивания древесины

^ 2. Испытания и измерения КТП, МТП, УКЗВ, ПКУ и управляемых разъединителей

2.1 Сопротивление изоля-ции трансформатора 6(10) кВ

Выполняется при текущем ремонте

1 раз в 3 года.


Оформляется протокол

Не соответствие нормативному значению.

При температуре обмотки: +10гр.Ц – 450Мом, +40 гр.Ц. – 130Мом

2.2 Сопротивление контура заземления

Выполняется при текущем ремонте

1 раз в 3 года.

Оформляется протокол

Не соответствие нормативному значению, не более 10 Ом

2.3 Сопротивление изоля-ции ошиновок высокого и низкого напряжения, ЩСУ-0,4 кВ ПКУ,

1 раз в год.

Оформляется протокол

Не соответствие нормативному значению,

Высокого напряжения 300 Мом

Низкого напряжения 0,5 Мом

2.4 Проверка состояния электропривода управляе-мого разъединителя

1 раз в год.
Оформляется в журнале производства работ

Неисправность электропривода разъединителя:

-разрегулировка тяг и контактов;

- потеря емкости аккумулятора

2.5 Измерение сопротив-ления контакта между заземлителем и заземляе-мыми элементами

Выполняется при текущем ремонте

1 раз в 3 года.

Оформляется протокол

Не соответствие нормативному значению:

-сопротивление не более 0,05 Ом

2.6 Измерение сопротив-

ления изоляции кабель-ных линий 0,4 кВ

1 раз в год.


Оформляется протокол

Не соответствие нормативному значению

не менее 0,5Мом

2.7. Проверка и регули-ровка тока срабатывания автоматических выключа-телей КТП, ЩСУ-0,4 кВ.

Выполняется при ТР

Перед монтажом,

1 раз в 6 лет

Оформляется протокол

Не соответствие нормативному значению

2.8. Измерение омичес-кого сопротивления транс-форматора, электропри-вода

Выполняется при текущем ремонте

1 раз в 3 года


Оформляется протокол

Не соответствие паспортному значению

Ответственность за организацию и проведение проверок и измерений несет начальник участка ВЛ и ЭХЗ.

Проверки и измерения выполняет персонал участка ВЛ и ЭХЗ., за исключением работ по измерениям стрелы провеса теодолитом.

Работы по испытанию оборудования повышенным напряжением, проверку пробивного напряжения разрядников выполняет участок ремонта и наладки РНУ (УМН).

Для измерения стрелы провеса и габаритов ВЛ привлекаются другие службы.

Тепловизионное обследование ВЛ при отсутствии тепловизора выполняется сторонней организацией. Обследование проводится по утвержденному техническому заданию. Тепловизионное обследование ВЛ проводится в год выполнения текущего ремонта до начала работ.

Проверки и измерения выполняются персоналом участка по распоряжению начальника участка и оформляется в журнале производства работ на ВЛ.

В распоряжении указывается место работы, объем работ, мероприятия по охране труда и техники безопасности, ответственный исполнитель, время начала и окончания работы.

После выполнения работ исполнитель оформляет акт проверки (обследования)или протокол измерения установленной формы.

Протоколы и акты проверок и измерений прикладываются к паспорту, в формуляре паспорта отмечается о выполнении работы.
^ 5.7 Ремонт вдольтрассовых ВЛ
Проведение работ по ремонту ВЛ при прохождении ее в полосе отвода железных и автомобильных дорог, охранной зоне нефтепроводов, линий связи, иных линий электропередачи и других объектов, осуществляется по согласованию с их владельцами.

Плановые работы по ремонту и реконструкции ВЛ, проходящих по сельскохозяйственным угодьям, производятся по согласованию с землепользователями и, как правило, в период, когда эти угодья не заняты сельскохозяйственными культурами или когда можно обеспечить их сохранность.
^ 5.7.1 Порядок выполнения текущего ремонта и оформления документации
При текущем ремонте ВЛ выполняются работы:

-по техническому обслуживанию, выполнение которых предусматриваются в год производства ремонта ВЛ;

-предусмотренные в мероприятиях по предотвращению отказов в работе оборудования и электроустановок ВЛ;

-по подготовке объектов МН к работе в паводковый и осенне-зимний период.

Объем работ по текущему ремонту определяется по дефектным ведомостям. Дефектные ведомости составляет отдел главного энергетика РНУ (УМН) на основе

актов обследований, проверок и измерений в предыдущий период, представленных начальником участка ВЛ и ЭХЗ.

Главный энергетик РНУ (УМН) на основании дефектных ведомостей разрабатывает техническое задание с перечнем работ и представляет на утверждение главному инженеру РНУ (УМН).

На ремонтной базе участка ремонта и наладки РНУ (УМН) предварительно готовятся оборудование и узлы, необходимые для замены на трассе:

-изготавливаются элементы крепления опор и пасынок;

-у автоматических выключателей проверяются величину отключающего тока.

-изоляторы проверяются на целостность, а разрядники проверяются на пробивное напряжение;

-аккумуляторы, для управления разъединителя, проверяются на соответствие плотности электролита и емкости заводским данным. Проверка выполняется согласно инструкции завода изготовителя.

В полевых условиях производится только замена оборудования и узлов, требующих ремонта.

Результаты проверки оформляются актами и протоколами, которые представляются начальнику участка ВЛ и ЭХЗ до начала работ по текущему ремонту.

Периодичность и объемы работ при текущем ремонте приведены в таблице 5.4

Таблица 5.4

Наименование оборудования

Периодичность, оформление результатов

Виды работ

1

2

3

^ Текущий ремонт

Воздушная линия электро-передачи



1 раз в 3 года

Протоколы испы-таний и измере-ний, акт приемки выполненных ра-бот, паспорта ВЛ и оборудования

- объем работ технического обслуживания;

- очистка, ремонт и окраска металлических и железобетонных опор и их деталей;

- подтяжка контактных болтовых соединений токоведущих частей (зажимы, кабельные наконечники;

-замена неисправных соединений, выполненных обжатием или опрессовкой;

- выправка и замена отдельных деревянных и железобетонных опор и их деталей;

- замена разрядников;

- замена дефектных бандажей, хомутов и их покраска;

- замена поврежденных изоляторов и арматуры, чистка от загрязнения;

- перетяжка отдельных участков и регулировка провиса проводов;

- ремонт неисправных заземляющих спусков;

- измерение сопротивления заземляющего устройства.

Трансформаторные подстанции

КТП, МТП, УКЗВ, ПКУ
совместно с ВЛ


1 раз в 3 года
Протоколы испы-таний и измере-ний, акт приемки выполненных ра-бот, паспорта ВЛ и оборудования

-объем работ при техническом обслуживании;

- протяжка болтовых соединений ошиновки;

- ремонт и замена автоматических выключателей шкафа н/н КТП, ЩСУ-0,4 кВ ПКУ;
- ремонт пусковой аппаратуры, замена коммутационных аппаратов;

- доливка или замена трансформаторного масла, устранение течи масла трансформатора;

- измерение сопротивления растеканию тока заземляющего устройства и сопротивление контакта заземляемых элементов с заземлителем;

-ремонт и замена неисправных участков сети заземления, восстановление повреждений стыков сварных соединений;

-ремонт и покраска ограждений;

-ремонт и покраска шкафов КТП, МТП, ПКУ;

-измерение сопротивления изоляции обмотки трансформатора, электродвигателя;

-измерение сопротивления обмотки трансформатора.

Разъединители, в том числе: управляемые

совместно с ВЛ

1 раз в 3 года

Акт приемки работ

- объем работ при техническом обслуживании;

- чистка контактов, регулировка силовых контактов;

- проверка и регулировка тяг привода;

- регулировка и ремонт - проверка и регулировка блок контактов электропривода;

- проверка аккумулятора по инструкции завода-изготовителя;

- проверка (опробование) работы электропривода.

Силовые кабельные линии (кабельные вставки)

совместно с ВЛ


1 раз в 3 года

Акт приемки работ, протокол испытания

- объем работ при техническом обслуживании;

- ремонт и замена конструкций крепления кабелей;

- ремонт концевых и соединительных кабельных муфт, сухих разделок; замена наконечников;

- испытание изоляции кабелей повышенным напряжением;

- покраска элементов крепления и оболочки кабеля.


При приемке работ из текущего ремонта должны быть проверены выполнение всех, предусмотренных техническим заданием, работ; наличие и качество ремонтной отчетной документации. При приемке должны быть оформлены:

  • акт выполненных работ (Приложение Г__);

  • акты ревизии оборудования электроустановок;

  • акты проверки и обследований оборудования;

  • протоколы измерений и испытаний.

Акты и протоколы подписываются исполнителями работ и начальником участка ВЛ и ЭХЗ, и прикладываются в паспортную документацию ВЛ и входящих в ее состав оборудования.
^ 5.7.2 Порядок выполнения капитального ремонта и оформления документации
5.7.2.1 Критерии выбора участка ВЛ для капитального ремонта

Для обоснования необходимости включения в план капитального ремонта рассматриваются:

-нормативная периодичность ремонтного цикла данного участка;

-анализ результатов осмотров, проверок и испытаний предшествующего периода эксплуатации;

-анализ отказов ВЛ за прошедший период по частоте и времени простоя.

5.7.2.2 Объем капитального ремонта определяется по дефектным ведомостям, составленным по результатам обследований, измерений и испытаний. Обследование участка ВЛ, включаемого в план капремонта производит начальник участка ВЛ и ЭХЗ. В акте перечисляются все элементы ВЛ, подвергнутые обследованию и отражаются подробный перечень дефектов, требующих ремонта или замены. Акт подписывается исполнителем и утверждается начальником НПС (ЛПДС).

5.7.2.3 При капитальном ремонте трансформаторов КТП и МТП замена трансформатора производится из резервного фонда.

5.7.2.4 Предусматривается установка дополнительных разъединителей для обеспечения требований надежности электроснабжения.

Периодичность и виды работ при капитальном ремонте приведено в таблице 5.5

Таблица 5.5

Наименование оборудования

Периодичность, оформление результатов

Виды работ

1

2

3

^ Капитальный ремонт

Воздушная линия электро-передачи

ВЛ, эксплуати-руемая 20 лет и более

1 раз в 9 лет

1 раз в 6 лет

Акт приемки в эксплуатацию

- объем работ текущего ремонта;

- замена опор, траверс, подкосов и приставок, замена крюков и штырей;

- перенос и установка дополнительных опор, в том числе вынос отдельных опор из зон выпучивания грунта, болотистых мест, затопления и весеннего размыва;

- перетяжка и замена провода на длине анкерных участков (установка и замена соединителей, ремонтных зажимов и бандажей), замена вводов ВЛ к КТП;

- установка дополнительных изоляторов для двойного крепления;

- установка дополнительных разъединителей;

- замена заземляющего спуска, ремонт и замена устройств заземления со вскрытием грунта.

Трансформаторная подстанция

КТП, МТП, УКЗВ, совместно с ВЛ

КТП, МТП,
ПКУ эксплуа-тируемые 20 лет и более

1 раз в 9 лет

1 раз в 6 лет

Акт приемки в эксплуатацию

- объем работ текущего ремонта;

- ремонт охлаждающего устройства трансформатора;

- испытание изоляции, измерение омического сопротивления, проверка коэффициента трансформации обмотки трансформатора;

- замена трансформаторного масла;
- замена изоляторов со сколами;

- проверка переключателя обмоток трансформатора;

- ремонт и замена выключателей НН, ЩСУ-0,4 кВ;

- ремонт и замена шкафов ВН и НН КТП, ЩСУ-0,4 кВ.

Разъединители, в том числе

управляемые, совместно с ВЛ

Разьединители, эксплуатируе-мые 20 лет и более

1 раз в 9 лет


1 раз в 6 лет

Акт приемки в эксплуатацию

- объем работ текущего ремонта;

-ремонт неисправных элементов (подвижных ножей, тяг привода) или замена разъединителя, в том числе на управляемый;

-замена аккумулятора, электродвигателя привода;

- регулировка контактного соединения на нажатие и одновременность;

- измерение сопротивления контактов постоянному току;

-замена шкафа управления.

Кабельные ли-нии, совместно с ВЛ

КЛ, эксплуати-руемая 20 лет и более

1 раз в 9 лет

1 раз в 6 лет

Акт приемки в эксплуатацию

- объем работ текущего ремонта;

- замена концевых и соединительных муфт;

- замена элементов механической защиты;

- испытание повышенным напряжением;

- замена участков кабеля с низкой изоляцией.

В период производства капитального ремонта начальник участка ВЛ и ЭХЗ осуществляет периодический контроль качества работы, с учетом выполнения каждого этапа работ.

При приемке в эксплуатацию после капитального ремонта оформляются следующие документы:

-акт приемки в эксплуатацию:

-акт на скрытые работы, если проводились работы со вскрытием коммуникаций;

-протоколы измерения сопротивления заземления;

-акт проверки правильности установки опоры;

-акт проверки габаритов ВЛ;

-акт проверки соединений проводов;

-протокол проверки устройств молниезащиты;

-протоколы испытания изоляции кабельной линии, трансформатора, ошиновки КТП;

-протоколы измерения коэффициента трансформации и обмотки постоянному току;

-протокол измерения блуждающих токов на кабельных линиях включенных к ЭХЗ.

При приемке ВЛ после капитального ремонта начальником участка ВЛ и ЭХЗ производится осмотр в целях проверки соответствия проекту технического состояния трассы, опор и других элементов ВЛ.
^ 5.8 ТРЕБОВАНИЯ К НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
5.8.1 Требования к надежности электроснабжения электроприемников должны соответствовать РД 153-39.4-113-01 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов». Категория электроприемников вдольтрассовых ВЛ и средств ЭХЗ, а также линейной части МН и допустимое время перерыва их электроснабжения должны соответствовать приведенным в таблице 5.8.1.

Таблица 5.8.1

Наименование технологического или инженерного оборудования,

к которому относятся электроприемники


Категория электро-приемника

по ПУЭ

Допустимое время перерыва питания

Примечание

1

2

3

4

Электроприемники узла пуска и приема СОД

б) на линейной части

II

На время необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады

Должны быть обеспечены питанием от 2-х независимых источников

Линейные задвижки

II

На время необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады

Должны быть обеспечены питанием от 2-х независимых источников

Береговые задвижки

I

На время автоматического восстановления питания

Должны быть обеспечены питанием от 2-х независимых источников

Станция катодной защиты

II

На время необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады

Не более 240 часов в год

Пункт наблюдения на водных переходах

II

На время необходимое для включения резервного пита-ния действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады

Должны быть обеспечены питанием от 2-х независимых источников

Вертолетная площадка

II

На время необходимое для включения резервного пита-ния действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады

Должны быть обеспечены питанием от 2-х независимых источников

Пункт контроля и управ-ления на трассе магистраль-ного нефтепровода

I

На время автоматического восстановления питания

Должны быть обеспечены питанием от 2-х независимых источников


Перерыв электроснабжения с отключением участка ВЛ (в том числе средств ЭХЗ) на ремонтные работы в течении года должен составлять не более 10 суток.
5.8.2 Схемы электроснабжения электроприемников второй категории надежности

от одноцепной ВЛ

1 2 3 4 5 6 7 8
Трансформаторные подстанции на узлах задвижек
Рисунок №1. Схема питания ВЛ от соседних НПС


3 4 5 6 7 8

1 2


Трансформаторные подстанции на узлах задвижек

Рисунок №2. Схема питания ВЛ от НПС и от стороннего источника
5.8.3 На рисунках №№ 1, 2 показана схема электроснабжения электроприемников 2 категории линейной части магистральных нефтепроводов от одноцепной ВЛ.

В рисунке №1 нормальная схема работы ВЛ при питании от двух соседних НПС.

Управляемые разъединители 1,2,3,5,6,7,8 включены, а 4 отключен и играет роль секционного разъединителя.

На рисунке №2 нормальная схема работы ВЛ при питании от НПС и стороннего источника питания.

На рисунке №2 показано, что в случае повреждения в точке К3, где стрелкой показано точка короткого замыкания, оперативный персонал с пульта диспетчера отключает разъединители 2 и 3, включает разъединитель 4.
5.9 Организация ликвидации отказов в работе ВЛ

5.9.1 Общие положения

Восстановительные работы по ликвидации отказов на ВЛ должны проводиться в кратчайшие сроки. Обслуживающий и оперативный персонал должен быть обучен методам и технологии производства восстановительных работ.

Объем и сроки ликвидации отказов определяются на основе данных:

-о месте повреждения;

-о характере повреждения;

-об объеме повреждения.

Порядок подготовки оборудования, транспортных средств, маршрут скорейшей доставки бригады к месту работ, подготовки материалов для ликвидации отказа должен быть определен в плане ликвидации возможных аварий, разработанных по местным условиям.

В каждом производственном подразделении должны быть составлены местные инструкции по устранению повреждений на конкретных объектах и периодически, не реже 1 раза в квартал, проводиться противоаварийные тренировки.
5.9.2 Порядок прохождения информации об отказах

В случае оборудования ВЛ средствами контроля по каналам линейной телемеханики, отказ определяется дежурным диспетчером или оператором НПС (по системе линейной телемеханики, далее СДКУ) по изменению нормативных параметров установок или сигнализации о несанкционированном доступе к оборудованию:

- отключение КТПН – 6 (10)/0,4 кВ;

- отсутствие показаний на дисплее телемеханики;

- отсутствие напряжения на ВЛ 6(10) кВ;

- отсутствие напряжения на приводах задвижек;

- срабатывание АВР 0,4 кВ (на ПКУ береговых задвижек и пр.).

Информация об отказе может быть передана обходчиком трассы или персоналом службы безопасности.

О возникновении отказа дежурный персонал немедленно сообщает вышестоящему руководителю.
5.9.3 Организация работ по ликвидации отказов

5.9.3.1 При организации работ по ликвидации отказа оперативные переключения выполняются:

  • диспетчером РДП нефтепровода по каналам телемеханики - на участках ВЛ, , где установлены управляемые линейные разъединители;

  • персоналом участка ВЛ и ЭХЗ с выездом на трассу - на участках ВЛ, где установлены линейные разъединители с ручным приводом. Отключение ВЛ, имеющие в своей цепи выключатель, должно выполняться с помощью выключателя.

5.9.3.2 При повреждении ВЛ и электрооборудования на участках, питающихся от сторонних источников 6(10) кВ, руководитель участка ВЛ и ЭХЗ определяет причину, характер и удаленность места повреждения и определяет мероприятия по ликвидации отказа.

5.9.3.3 В мероприятиях указывается полный объем работ по ликвидации отказа, а именно: место и характер повреждения, потребность в материалах, запасных частях, транспорте и спецтехники, количественный и качественный состав ремонтной бригады.

5.9.3.4 В зависимости от объема работ ликвидация отказа производится силами участка ВЛ и ЭХЗ или с привлечением в случае необходимости дополнительно персонала ЛПДС (НПС), ЛЭС и транспортной службы.

5.9.3.5 При ликвидации отказа, требующего материалов и оборудования больше аварийного запаса участка ВЛ и ЭХЗ, либо в случае значительных повреждений, по решению начальника РНУ, работы по восстановлению нормального электроснабжения могут выполняться силами подрядных организаций.

5.9.3.6 Работы по ликвидации отказа проводятся с соблюдением требований действующих правил, положений и регламентов по охране труда и техники безопасности.

5.9.3.7 Производство работ в охранной зоне МН должны проводиться с соблюдением «Регламента организации производства работ в охранной зоне нефтепровода».

Работы по предотвращению отказов или их последствий на ВЛ могут произ-водиться в любое время года без согласования с землепользователем, но с уведомлением его о проводимых работах. После выполнения работ земельные угодья должны быть приведены в

состояние, пригодное для их использования по целевому назначению. Убытки землепользователей определяются и возмещаются в установленном порядке.
5.9.4 Расчет времени на ликвидацию отказа

Нормативное время (Тн) на устранение повреждений при отказах рассчитывается исходя из местных географических и погодных условий по следующей формуле

Тн = t1 + t2 + t3, (1)

где t1 – время в пути, t2 – время на устранение повреждения, t3 – время на погрузочно-разгрузочные работы.

Время на устранение повреждения, погрузочно-разгрузочные работы, время в пути, с учетом времени на подготовку рабочего места и личные надобности, принимается согласно Приложению Е. При определении времени на устранение повреждения принимается время в зависимости от объема работ (капитальный или текущий ремонт).

Пример расчета времени на ликвидацию отказа:

Общее время на ликвидацию отказа ВЛ с поврежденной опорой на расстоянии 50 км по равнине при наличии гравийной дороги вдоль трассы равняется:

t1 = 50 км / 35 км/ч х 1,5 х 1,5 = 3,2 часа

t2 = 5 часов

Время на ликвидацию отказа t4 = t1 + t2 + t3 = 5 + 3,2 + 1,5 = 9,7 часа
5.10 Требования к охране труда при эксплуатации ВЛ
5.10.1 К работе по обслуживанию и ремонту вдольтрассовых ВЛ допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, имеющие специальную подготовку, прошедшие проверку знаний «Правил эксплуатации электроустановок потребителей» (ПЭЭП) и «Межотраслевых правил по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок (МПОТ (ПБ) ЭЭ) и имеющие удостоверение на допуск к работам в электроустановках, прошедшие вводный инструктаж по охране труда и инструктаж по технике безопасности с соответствующей записью в журнале инструктажа на рабочем месте.

5.10.2 Работы по обслуживанию и ремонту вдольтрассовых ВЛ организовывает начальник участка (мастер) ВЛ и ЭХЗ, который отвечает за выполнение организационных и технических мероприятий, обеспечивающих безопасность работ.

Персонал участка ВЛ и ЭХЗ должен быть обеспечен спецодеждой и спецобувью в соответствии с требованиями «Типовых отраслевых норм бесплатной выдачи спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты».

Электрозащитные средства и переносные заземления должны быть достаточном количестве, чтобы обеспечить электробезопасность при производстве работ с подъемом на опору. Все работы на ВЛ должны выполняться в каске.

5.10.3 Опасными и вредными факторами производства работ являются:

- работы в действующих электроустановках. При производстве работ в действующих электроустановках необходимо руководствоваться требованиями ПОТ Р М-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00 «Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок». Персонал должен иметь полный комплект электрозащитных средств согласно приложения Д, таблица Д5., в том числе защитную каску. При работах на ВЛ с подъемом на опору должны быть приняты меры предотвращающие падение опоры.

- расположение рабочего места на высоте. При работе на высоте следует руководствоваться СНиП 111-4-80 «Техника безопасности в строительстве». Рабочие места и проходы к ним на высоте 1,3 м и более и расстоянии менее 2 м от границы перепада по высоте должны быть ограждены временным ограждениям в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.059-89. При невозможности устройства этих ограждений, работы на высоте


следует выполнять с использованием предохранительных поясов (ГОСТ 12.4.089-86) и страховочных канатов (ГОСТ 12.3.107-83).

- работа во взрыво - пожароопасных зонах. При этом следует руководствоваться требованиями ПУЭ главы 7.3, 7.4, РД 16.407095 «Электрооборудование взрывозащищенное. Ремонт», СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений». «Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» (ВППБ 01.05-99). Работы производятся по наряду – допуску на огневые и газоопасные работы в соответствии с требованием «Регламента оформления нарядов-допусков на огневые, газоопасные и другие работы повышенной опасности на взрывопожароопасных и пожароопасных объектах МН ОАО «АК «Транснефть», с применением инструмента и оборудования, исключающего искрение (омедненный инструмент, взрывобезопасное оборудование);

- работы, связанные с перемещением груза, а также вблизи движущихся машин и механизмов. При работах с применением грузоподъемных машин и механизмов необходимо руководствоваться требованиями Межотраслевых правил по охране труда при погрузочно-разгрузочных работах и размещении грузов (ПОТ Р М-007-98) и Межотраслевых правил по охране труда при эксплуатации промышленного транспорта (ПОТ Р М-008-99);

- недостаточная освещенность рабочего места. Освещенность должна соответствовать требованиям СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение» и других нормативных документов. Работы на ВЛ и ЭХЗ в темное время суток не разрешаются, кроме случаев по ликвидации аварий с обеспечением искусственного освещения;

- загазованность воздуха рабочей зоны. Предельно допустимые концентрации газов должны соответствовать ГОСТ 12.1.005-88, ГОСТ 12.1.011-78, при работах в загазованной среде следует руководствоваться ПУЭ главы 7.3, 7.4. При превышении ПДК (более 300 мг на куб.м) проведение работ запрещается;

5.10.4 Техническое обслуживание, требующее отключения ВЛ и подъема ремонтного персонала на опору, и текущий ремонт ВЛ выполняются по наряду-допуску.

5.10.5 Работы по капитальному ремонту ВЛ выполняются по утвержденному в установленном порядке проекту производства работ, земляные работы в охранной зоне МН выполняются только в присутствии персонала эксплуатирующего этот участок МН с соблюдением требований «Правил технической эксплуатации МН», регламента о порядке организации работ в охранной зоне МН, «Правил охраны электрических сетей напряжением свыше 1000 В».
^

6 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ СРЕДСТВ ЭХЗ



6.1 Требования к параметрам ЭХЗ магистральных нефтепроводов
6.1.1 Система электрохимической защиты должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную во времени катодную поляризацию МН на всем его протяжении (и на всей его поверхности) таким образом, чтобы значения потенциалов «труба-земля» на трубопроводе были (по абсолютной величине), не менее минимального и не больше максимального допустимых значений.

6.1.2 Значения минимального защитного потенциала «труба-земля» в зависимости от условий прокладки и эксплуатации трубопровода должны быть:

Таблица 6.1

Условия прокладки и эксплуатации трубопровода

Минимальный защитный потенциал относительно насыщенного медно-сульфатного электрода сравнения, В

поляризацион-ный

с омической составляющей

1

2

3

Грунты с удельным электрическим сопротивление не менее 10 Ом·м и содержанием водорастворимых солей не более 1 г на 1 кг грунта и при температуре транспортируемого продукта не более 20 0С

минус 0,85

минус 0,90

Грунты с удельным электрическим сопротивлением менее 10 Ом·м, или содержанием водорастворимых солей более 1 г на 1 кг грунта, или опасном влиянии блуждающих токов промышленной частоты (50 Гц) и постоянных токов, или при возможной микробиологической коррозии, или при температуре транспортируемого продукта более 20 0С

минус 0,95

минус 1,05

Примечания:

1 Для трубопроводов, температура транспортируемого продукта которых не более 50С, минимальный поляризационный защитный потенциал равен минус 0,80 В относительно насыщенного медно-сульфатного электрода сравнения.

2 Минимальный защитный потенциал с омической составляющей при температуре транспортируемого продукта от 50С до 700 С – минус 1,10 В; до 1000 С – минус 1,15 В.

3 Для грунтов с высоким удельным сопротивлением (более 100 Ом·м) значения минимального потенциала с омической составляющей должны быть определены экспериментально или расчетным путем в соответствии с НД.


Значения максимального защитного потенциала «труба-земля» в зависимости от условий прокладки и эксплуатации трубопровода должны быть:

Таблица 6.2

Условия прокладки и эксплуатации трубопровода

Максимальный защитный потенциал относительно насыщенного медно-сульфатного электрода сравнения, В

поляризационный

с омической составляющей

При прокладке трубопровода с температурой транспортируемого продукта выше 600С в грунтах с удельным электрическим сопротивлением менее 10 Ом·м, при подводной прокладке трубопровода с температурой транспортируемого продукта выше 600 С

минус 1,10

минус 1,50

При прокладке во всех других условиях трубопроводов:

- с битумной изоляцией;

- с полимерной изоляцией



минус 1,15

минус 1,15



минус 2,50

минус 3,50

Примечания:

1 Для трубопроводов из упрочненных сталей с пределом прочности 0,6 МПа (6 кгс/см2) и более не допускаются поляризационные потенциалы более отрицательные, чем минус 1,10 В.

2. В грунтах с высоким удельным электрическим сопротивлением (более 100 Ом·м) допускаются более отрицательные потенциалы с омической составляющей, установленные экспериментально или расчетным путем в соответствии с НД.
  1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   12



Скачать файл (7285.5 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации