Необходимость ЭХЗ
 

Здравствуйте, уважаемые коллеги! Подскажите, пожалуйста, какой нормативкой пользуетесь, обосновывая необходимость или же наоборот отсутствие необходимости в проектировании ЭХЗ (помимо ГОСТ Р 51164-98)? Заранее благодарю за ответ.

Алексей Гикам, предполагаемый проект кто будет эксплуатировать?

Просто местное ЗАО. Не гиганты вроде Газпрома, Транснефти и пр.

ГОСТ 9.602-2005, раздел 5 и РД 153-39.4-091-01

нужно срочно сдать ОТР, а потом и ПСД реконструкция объектов магистрального газопровода. Зачем-то в один проект объединили кучу объектов, эхз упомянули постольку посколько. Понятно, что нужно запросить эксплуатацию о состоянии средств ЭХЗ, но времени на сдачу ОТР уже нет.
Вопрос, как прикинуть насколько нужна реконструкция систем ЭХЗ(естественно подразумевая, что существующая система работает удовлетворительно, по крайней мере должна), если:
1.Добавляют крановую площадку\кран
2. Одну нитку на ГИС(труба в заводской изоляции Ду1000, длина меньше 100м)
3. Емкость для конденсата ГРС (здесь думаю можно просто обойтись протекторами или КИП с БСЗ протянуть)
4. Новая тех.обвязка ГРС
5. Перемычка подземная(труба Ду 1000, длина меньше 50м)
ну и всякая ерунда типа того. В ТЗ и ТТ ЭХЗ упомянуто между делом, типа предусмотреть систему ЭХЗ на ГРС и площадочных трубопроводах, по остальным площадкам ничего нет.

comrade, Вам бы старика Хотабыча!

Alex,
а что делать, для начала нужно что-то написать, потом будем разбираться -). Пытался связаться с эксплуатацией, так они сами многое не знают, ну кое-где картина прояснилась. В основном, стандартное пожелание - освежить(поменять) АЗ.

comrade, я оффтопну немножко ))) Насчет освежения и смены АЗ. Уж воще абсурд требование давеча пришло. Делали проект реконструкции путепровода через ЖД пути. Новый путепровод в 2 раза шире и выше прежнего - попал в зону расширения существующий газопровод DN 300 но не магистралка, а обычный распределительный, 12 килограмм давлением. Ну я запроектировал его переукладку под 90 градусов к дороге в футляре. Уфагаз (эксплуатирующий) попросил на перспективу увеличить диаметр на переходе до 400 (за государственный счет-то что ж не увеличить). Так после всего этого они при строительстве поимели наглость выдвинуть вдруг новое требование - ЭХЗ усилить. А от них зависит примут они врезки при переукладке или нет, таким путем они выкручивают руки заказчику и нам. Потребовали реконструкцию АЗ у ближайшей своей СКЗ. Дескать вы диаметр увеличили на переходе (причем это их просьба же была изначально), да и протяженность на 12 метров увеличилась ))) Пришлось делать.
Извиняюсь за конкретный оффтоп, просто увидел "освежить АЗ" и вдруг нахлынуло

Что ж, пришло время и мне воспользоваться темой. Проектируется пересечение ГО с двумя нефтепроводами (расстояние между последними 12м). ГО прокладывается в футляре. На одном конце футляра устанавливается КИП с БСЗ с выводами от нефти (для контроля потенциала в месте пересечения), на другом конце - КИП с протекторами для защиты футляра.
В итоге сейчас ЛПУ ни в какую не согласовывает установку последнего КИП (для защиты футляра от УПЗ) и отказывается от ЭХЗ футляра в принципе! Типа, из-за этого у них повысятся объемы по обслуживанию и т.п. Короче, тупо не хотят заморачиваться с ЭХЗ футляра. Понятно, что согласно любой нормативки, на футлярах требуется ЭХЗ, кроме случаев, когда сопрот. грунта >500 Ом*м (СТО Газпром 9.2-002-2009). В данном месте грунты средне- и низкоагрессивные, но не больше 80 Ом*м.
Сталкивался ли кто-то с подобным развитием событий? Какими конкретно пунктами НТД мотивировали вы и ЛПУ со своей стороны (ну или наоборот)?

Какой диаметр и длина футляра? Кто эксплуатирует нефтепроводы?