1.5 Защита нефтепровода от коррозии

1.5.1.1 При проектировании средств противокоррозионной защиты стальных нефтепроводов подземной, наземной (в насыпи), надземной и подводной (с заглублением в дно) прокладки следует руководствоваться требованиями ГОСТ Р 51164, ГОСТ 52568.

1.5.1.2 Противокоррозионная защита независимо от способа прокладки

нефтепроводов должна обеспечить их безаварийную (по причине коррозии) работу в течение эксплуатационного срока.

1.5.2 Защита нефтепроводов от почвенной коррозии.

1.5.2.1 Защита нефтепроводов от почвенной коррозии независимо от

коррозионной агрессивности грунта и района их прокладки должна осуществляться комплексно: защитными изоляционными покрытиями и средствами электрохимической защиты.

1.5.2.2 В качестве наружных защитных покрытий МН при новом

строительстве трубопроводов должны применяться покрытия на основе полимерных материалов (полиэтиленовое, полипропиленовое, эпоксидное), нанесенные на трубы в заводских условиях.

1.5.2.3 Конструкции заводских полимерных покрытий труб, типы их исполнения (нормальное, специальное, теплостойкое, морозостойкое), назначение и область применения защитных покрытий в зависимости от условий прокладки и температуры эксплуатации магистральных нефтепроводов должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 52568.

1.5.2.4 Защитные покрытия должны наноситься на стальные бесшовные и электросварные трубы диаметром до 1220 мм, предназначенные для строительства МН и отвечающие требованиям нормативных документов.

1.5.2.5 Для заводской изоляции труб должны применяться изоляционные материалы, отвечающие требованиям нормативной документации на эти материалы и обеспечивающие получение заводского антикоррозионного покрытия труб в соответствии с требованиями ГОСТ Р 52568.

1.5.2.6 Подготовка поверхности, температура нагрева труб, технологические режимы нанесения защитных покрытий должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 52568 и технологическим регламентам (инструкциям) заводов-изготовителей, разработанным с учетом рекомендаций поставщиков изоляционных материалов.

1.5.2.7 По показателям свойств заводские покрытия труб (полиэтиленовое, полипропиленовое, эпоксидное) должны отвечать техническим требованиям ГОСТ Р 52568.

1.5.2.8 Для обеспечения сварки труб с заводским покрытием в трассовых условиях концевые участки труб на расстоянии 120-140 мм от торца должны быть свободными от покрытия. По требованию заказчика допускается увеличение или уменьшение длины свободных от покрытия концов труб и нанесение на них консервационного покрытия на период транспортировки и хранения изолированных труб.

1.5.2.9 При реконструкции МН помимо труб с заводскими покрытиями для противокоррозионной защиты трубопроводов следует использовать защитные покрытия нормального и усиленного типа по ГОСТ Р 51164, наносимые в трассовых условиях.

1.5.2.10 Нанесение защитных покрытий на нефтепроводы в трассовых условиях должно осуществляться после завершения работ по сварке труб и проведения контроля качества сварных стыков. Подготовка поверхности и изоляция нефтепроводов должны производиться механизированным способом (самоходными изоляционными машинами), обеспечивающим качественное нанесение покрытия, его толщину и сплошность.

1.5.2.11 Используемые при реконструкции МН защитные полиуретановые, эпоксидно-полиуретановые, битумно-мастичные, полимерные ленточные покрытия (в т.ч. на основе термоусаживающихся полимерных лент), а также комбинированные защитные покрытия, наносимые на трубы в заводских или трассовых условиях, должны отвечать требованиям ГОСТ Р 51164.

1.5.2.12 Изоляция фасонных соединительных деталей, гнутых отводов, и задвижек МН должна осуществляться в заводских или в трассовых условиях полиуретановыми, эпоксидно-полиуретановыми или другими типами полимерных защитных покрытий, сопоставимыми с заводскими покрытиями труб и отвечающими требованиям ГОСТ Р 51164.

1.5.2.13 Защита от коррозии сварных стыков МН должна осуществляться покрытиями на основе термоусаживающихся полимерных лент, полиуретановыми или эпоксидно-полиуретановыми покрытиями, отвечающими требованиям ГОСТ Р 51164.

1.5.2.14 Изоляция мест врезок, мест подключения катодных, дренажных протекторных установок, перемычек и контрольно-измерительных пунктов для всех видов прокладок нефтепроводов должна производиться защитными покрытиями трассового нанесения в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164.

1.5.2.15 После завершения изоляционных работ наружные защитные покрытия МН должны быть проконтролированы по показателям: толщина, сплошность, адгезия покрытия к стали, отсутствие сквозных дефектов покрытия (искровым дефектоскопом и искателем повреждений) и сопротивление изоляции по методу катодной поляризации.

1.5.3 Защита нефтепроводов от атмосферной коррозии.

1.5.3.1 Для защиты нефтепроводов от атмосферной коррозии при их

надземной (на опорах) прокладке должны использоваться лакокрасочные покрытия, устойчивые к длительному воздействию промышленной атмосферы различной коррозионной активности в условиях умеренного, умеренно-холодного и холодного климата. Покрытия должны быть устойчивы в диапазоне температур от минус 60°С до плюс 60°С.

1.5.3.2 Покрытия наружной поверхности нефтепроводов представляют собой комплексные системы покрытий, состоящие из 2-4 слоев лакокрасочных материалов на основе эпоксидных, эпоксидно-уретановых, полиуретановых и других пленкообразующих смол.

1.5.3.3 Системы покрытий могут быть комбинированными, т.е. включать лакокрасочные материалы на различной основе. В комбинированных системах покрытий эпоксидные лакокрасочные материалы используют только в качестве грунтовочных и промежуточных слоев, отделочный верхний слой выполняют материалом на основе полиуретановых или других материалов, обладающих стойкостью к воздействию ультрафиолетового облучения.

1.5.3.4 Применяемые лакокрасочные материалы должны соответствовать требованиям, изложенным в нормативно-технической документации, действующей на территории РФ, и иметь сертификат соответствия качества продукции.

1.5.3.5 Лакокрасочные покрытия могут выполняться в заводских и трассовых условиях.

1.5.3.6 Лакокрасочные покрытия заводского исполнения должны сохранять защитные и декоративные свойства в процессе транспортировки и хранения труб, а также при монтаже нефтепровода

1.5.3.7 Для обеспечения сварки труб с заводским лакокрасочным покрытием в трассовых условиях концевые участки труб должны быть свободными от покрытия на расстоянии 50-100 мм. По требованию заказчика допускается увеличение или уменьшение длины свободных от покрытия концов труб и нанесение на них консервационного покрытия на период транспортировки и хранения изолированных труб.

1.5.3.8 При монтаже нефтепровода из труб с заводским лакокрасочным

покрытием антикоррозионная защита зоны сварного шва осуществляется теми же материалами и по той же технологии, что и основное покрытие труб.

1.5.3.9 Антикоррозионная защита трубопроводов лакокрасочными

покрытиями в трассовых условиях должна осуществляться после завершения работ по сварке труб и проведения контроля качества сварных стыков. Подготовка поверхности и нанесение лакокрасочных материалов должны производиться механизированным способом, обеспечивающим качественное нанесение покрытия, его толщину и сплошность. Подготовка лакокрасочных материалов перед нанесением, параметры нанесения, режимы отверждения каждого слоя системы покрытия, время межслойной сушки должны соответствовать требованиям нормативной документации на лакокрасочные материалы.

1.5.3.10 После завершения антикоррозионных работ наружные лакокрасочные покрытия МН должны быть проконтролированы по следующим показателям: внешний вид, толщина, сплошность (искровым дефектоскопом), адгезия покрытия к стали согласно таблице 9.

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.

Проектирование электрохимической защиты (ЭХЗ) от коррозии магистральных нефтепроводов должно осуществляться в соответствии с ГОСТ Р 51164. ЭХЗ должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную по времени катодную поляризацию нефтепровода на всем его протяжении (и на всей его поверхности) таким образом, чтобы значения потенциалов на нефтепроводе были (по абсолютной величине) не меньше минимального и не больше максимального значений. Значения минимального и максимального защитных потенциалов в зависимости от условий прокладки и эксплуатации нефтепровода приведены в ГОСТ Р 51164. На всех вновь построенных и реконструируемых сооружениях должны быть обеспечены только поляризационные потенциалы.

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.