Проектирование магистрального нефтепровода и расчет его основных характеристик на участке "Орловка-Анжеро-Судженск"

 

Таблица 9

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.5.4 Электрохимическая защита нефтепроводов от подземной коррозии.

1.5.4.1 Все нефтепроводы (кроме проложенных надземно) независимо от условий эксплуатации подлежат электрохимической защите.

1.5.4.2 Для кожухов в грунтах низкой коррозионной агрессивности при

удельном электрическом сопротивлении грунта более 100 Ом·м минимальное защитное смещение поляризационного потенциала относительно естественного должно быть не менее 100 мВ (или смещение разности потенциалов с омической составляющей не менее 200 мВ).

1.5.4.3 Магистральные нефтепроводы, температура стенок которых в период эксплуатации ниже 268 К (минус 5 °С), не подлежат электрохимической защите.

1.5.4.4 Строительство средств электрохимической защиты нефтепроводов, предусмотренных проектом, должно осуществляться одновременно со строительством нефтепровода и их следует включать в работу: в зонах блуждающего тока – в течение периода не более месяца после укладки и засыпки участка нефтепровода, а в остальных случаях – в течение периода не более 3 месяцев после укладки и засыпки участка нефтепровода. В случае невозможности ввода в эксплуатацию в указанные сроки средств постоянной электрохимической защиты, должна быть запроектирована временная ЭХЗ со сроками ввода в эксплуатацию, соответствующими срокам, указанным выше.

1.5.4.5 Выбор средств ЭХЗ при проектировании должен производиться с учетом допустимого перерыва в действии каждой установки ЭХ3 при проведении регламентных и ремонтных работ не более одного раза в квартал (до 80 ч).

1.5.4.6 ЭХЗ нефтепроводов от коррозии должна проектироваться для

нефтепровода  в целом, с определением на начальный  и конечный периоды эксплуатации установок электрохимической защиты (не менее 10 лет) следующих параметров:

- для установок  катодной защиты – силы тока  и напряжения на выходе катодных станций (преобразователей), а также сопротивления анодных заземлений;

- для протекторных  установок - силы тока и сопротивления  протекторов;

- для установок  дренажной защиты - силы тока дренажа  и сопротивлениядренажной цепи.

1.5.4.7 Установки катодной защиты проектируемых МН должны быть с

автоматическим поддержанием защитного  потенциала. Установки катодной и дренажной защиты проектируемых МН должны быть обеспечены телеконтролем и дистанционным регулированием защитного потенциала в точке дренажа, защитного тока и напряжения.

1.5.4.8 Электрохимическая защита от коррозии должна проектироваться с учетом действующей электрохимической защиты эксплуатируемых соседних нефтепроводов и будущего перспективного (до 5 лет) строительства подземных металлических сооружений вдоль трассы проектируемого нефтепровода.

1.5.4.9 Для повышения эффективности электрохимической защиты в зонах повышенной коррозионной опасности (скорость коррозии более 0,3 мм/год, микробиологическая коррозия, коррозионное растрескивание под напряжением) необходимо предусматривать дополнительные мероприятия по повышению надежности катодной поляризации: резервирование установок ЭХЗ, телеконтроль и др.

1.5.4.10 В установках катодной защиты должны быть использованы

сосредоточенные, распределенные, глубинные  и протяженные анодные заземления. Распределенные анодные заземления применяют в грунтах с удельным сопротивлением до 100 Ом·м, глубинные – до 250 Ом·м, протяженные – в грунтах свыше 250 Ом·м. Для снижения сопротивления анодного заземления в грунтах высокого удельного электрического сопротивления должна использоваться коксовая мелочь и другие сертифицированные материалы и активаторы в соответствии с НД. Срок службы анодного заземления (включая линию постоянного тока и контактные узлы) независимо от условий эксплуатации должен быть для вновь проектируемых и реконструируемых нефтепроводов не менее 15 лет.

Срок службы протяженных анодных заземлителей, укладываемых в одну траншею с нефтепроводом, – не менее 50 лет.

1.5.4.11 Средства ЭХЗ (катодные преобразователи, дренажи, блоки совместной защиты, анодные заземления и протекторы) должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 51164 и быть сертифицированными.

1.5.4.12 Дренажные установки должны непрерывно обеспечивать требуемые защитные потенциалы в зонах действия блуждающих токов. Дренажные установки должны быть подключены к рельсовой цепи только через отсасывающие фидеры и средние точки путевых дроссель - трансформаторов.

1.5.4.13 Электрические соединения дренажных и контрольных проводников с нефтепроводом должны выполняться таким способом, который не нарушает механических свойств трубы и обеспечивает надежную работу соединения в течение всего срока эксплуатации ЭХЗ. Электрические коммутации элементов совместной защиты должны осуществляться через контрольно-измерительные пункты. Все электрические выводы должны иметь предметную неуничтожаемую маркировку.

1.5.4.14 На нормальное функционирование системы ЭХЗ нефтепровода не

должны оказывать влияние сезонные колебания температуры воздуха, влажности грунта и перенапряжения, вызываемые атмосферным электричеством.

1.5.4.15 Электрохимическая защита не должна оказывать вредного влияния на соседние подземные металлические сооружения и на окружающую среду.

1.5.4.16 Установка анодных заземлений и протекторов должна

предусматриваться ниже глубины промерзания  грунта в местах с минимальным  удельным сопротивлением.

1.5.4.17 В местах подключения дренажного кабеля к анодному заземлению должна быть предусмотрена установка опознавательного знака.

1.5.4.18 Дренажный кабель или соединительный провод к анодному

заземлению должен рассчитываться на максимальную величину тока катодной станции. Этот расчет должен проверяться по допустимому падению напряжения.

1.5.4.19 При проектировании анодных заземлений с коксовой засыпкой

грануляция коксовой мелочи должна быть не более 10 мм.

1.5.4.20 Все контактные соединения в системах электрохимической защиты, а также места подключения кабеля к нефтепроводу и анодному заземлению должны иметь изоляцию с надежностью и долговечностью не ниже принятых для изоляции нефтепроводов.

1.5.4.21 На участках подземной прокладки соединительного кабеля в цепи анодное заземление - установка катодной защиты - нефтепровод должно предусматриваться применение кабеля только с двухслойной полимерной изоляцией.

1.5.4.22 Электроснабжение установок катодной защиты нефтепроводов должно осуществляться по II категории от существующих ЛЭП напряжением 0,4; 6,0; 10,0 кВ или проектируемых вдоль трассовых ЛЭП или автономных источников.

1.5.4.23 Показатели качества электроэнергии установок катодной защиты должны соответствовать ГОСТ 13109.

1.5.4.24 Электрохимическая защита кабелей технологической связи

нефтепроводов должна проектироваться согласно ГОСТ 9.602.

1.5.4.25 На обоих концах подводных переходов длиной более 400 м должны быть установлены контрольно-измерительные пункты, в которых сосредоточены катодные выводы, позволяющие измерение продольного электрического сопротивление трубы. Расстояние между измерительными катодными выводами должно быть не менее 100 м. Все электрические выводы должны иметь предметную неуничтожаемую маркировку. Один из контрольно-измерительных пунктов должен быть диагностическим, позволяющим измерение поляризационного потенциала и, при необходимости, скорости коррозии.

1.5.4.26 Контрольно-измерительные и контрольно-диагностические пункты на нефтепроводе должны быть установлены в следующих местах:

- на каждом  километре (не реже, чем через  500 м при пересечении нефтепроводом зоны действия блуждающих токов или грунтов с высокой коррозионной агрессивностью),

- на расстоянии  от 3 до 5 диаметров от точек дренажа  УКЗ (за исключением одиночных протекторов) и от электрических перемычек,

- на расстоянии  до 30 м от площадок задвижек,

- у водных  и транспортных переходов (с  обеих сторон),

- у пересечений нефтепровода  с другими металлическими сооружениями,

- в культурных  и осваиваемых зонах у дорог,  арыков, коллекторов и других естественных и искусственных образований.

На насосных станциях, терминалах и других промплощадках провода контрольно-измерительных либо контрольно-диагностических пунктов подключают к следующим объектам:

- к коммуникациям  длиной до 50 м – посередине, свыше – через каждые 50 м,

- на расстоянии  не менее 3 диаметров от точек  дренажа УКЗ,

- в местах  пересечения различных коммуникаций,

- в местах  изменения направления коммуникации  длиной более 50 м,

- не менее  чем в четырех диаметрально  противоположных точках по периметру внешней поверхности резервуара.

Контрольно-измерительные  пункты допускается не устанавливать (кроме точек дренажа), если обеспечена возможность электрического контакта с нефтепроводом.

1.5.4.27 При проектировании ЭХЗ участка нефтепровода, поврежденного коррозией (более 10 % толщины стенки), минимальные защитные потенциалы должны быть на 50 мВ отрицательнее величин, указанных в ГОСТ Р 51164.

1.6 Материалы и изделия для строительства магистрального нефтепровода

1.6.1 Материалы и изделия, применяемые для строительства магистральных нефтепроводов, должны отвечать требованиям государственных стандартов, требованиям технических условий и других нормативных документов, утвержденных установленном порядке, а также требованиям настоящего раздела.

1.6.2 Материалы и изделия для строительства объектов связи,

электроснабжения, автоматики должны выбираться согласно НТД, утвержденной в установленном порядке на соответствующие сооружения.

1.6.3 Требования к трубам диаметром 530 – 1220 мм

1.6.3.1 Длина поставляемых изготовителем труб должна находиться в пределах 10500-11600 мм. Допускается изготовление и поставка труб длиной до 12200 мм и длиной 18000 мм и 24000 мм по согласованию с Заказчиком.

1.6.3.2 Предельные отклонения по толщине стенки труб должны соответствовать следующим значениям: - плюсовой допуск принимается согласно ГОСТ 19903 для максимальной ширины проката нормальной точности;

- минусовой допуск не должен превышать 5% от номинальной толщины стенки, но не более 0,8 мм;

1.6.3.3 Отклонение профиля наружной поверхности трубы от окружности в зоне сварного соединения на концевых участках длиной 200 мм от торцов и по дуге периметра 200 мм не должно превышать 0,15% номинального диаметра.

1.6.3.4 Отклонение от перпендикулярности торца трубы относительно образующей (косина реза) не должно превышать 1,6 мм.

1.6.3.5 Кривизна труб не должна превышать 1,5 мм на 1 м длины, а общая кривизна – 0,2% длины трубы.

1.6.3.6 Предельные отклонения от номинального наружного диаметра на концах труб на длине не менее 200 мм от торца должны быть: не более ± 1,5 мм для труб диаметром менее 1020 мм и ± 1,6 для труб диаметром 1020 - 1220 мм.

1.6.3.7 Допуск на овальность труб (отношение разности между наибольшим и наименьшим диаметрами к номинальному диаметру) не должен превышать 1% по концам труб с толщиной стенки менее 20 мм и 0,8% по концам труб с толщиной стенки 20 мм и более.

1.6.3.8 Не допускаются отклонения от прямолинейности концов труб более чем на 0,5 мм на длине до 500 мм, измеренные по зазору между металлической линейкой, поставленной на ребро, и внутренней или наружной поверхностью трубы.

1.6.3.9 Форма и размеры разделки кромок торцов труб под сварку в зависимости от толщины стенки должны соответствовать параметрам, установленным на рисунке 1. В зоне заводского сварного шва допускается ширина притупления не более 3 мм на длине не более 40 мм в каждую сторону от середины сварного шва.

1.6.3.10 Высота усиления наружных швов должна находиться в пределах 0,5-2,5 мм для труб со стенкой толщиной до 10 мм включительно и 0,5-3,0 мм для труб со стенкой толщиной свыше 10 мм. Высота усиления внутреннего шва должна быть не менее 0,5 мм. На концах труб на длине не менее 150 мм усиление сварного шва должно быть удалено до остаточной высоты не более 0,5 мм. Задир (зарез) тела трубы не допускается.

1.6.3.11 Смещение осей наружного и внутреннего швов на торцах труб не должно превышать 3,0 мм для толщины стенки до 10,0 мм включительно с перекрытием не менее 1,5 мм, а при толщине стенки более 10,0 мм смещение не должно превышать 4 мм с перекрытием швов не менее 2,0 мм.

 

 

 

 

                                                                               

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 1. Форма и размеры разделки торцов труб

1.6.3.12 Относительное смещение кромок труб в сварном соединении не должно превышать 1,0 мм для труб с толщиной стенки до 10 мм, 10% номинальной толщины стенки для труб с толщиной стенки 10-20 мм включительно и 2,0 мм для труб с толщиной стенки более 20 мм.