Рекомендации по применению защитных антикоррозионных покрытий при проведении строительно-монтажных и ремонтно-восстановительных работ на тепловых сетях

Таблица 1

 

АКТ

 

г. __________________________

«___» ____________ 200___ года

 

Объект ___________________________________________________________________

Комиссия в составе представителей:

строительно-монтажной организации ______________________________

_____________________________________________________________________________________________________________________

(наименование организации, должность, инициалы, фамилия)

Заказчика ____________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________________________________________________

(наименование организации, должность, инициалы, фамилия)

Генерального подрядчика_____________________________________

_______________________________________________________________

(наименование организации, должность, инициалы, фамилия)

составила настоящий акт о нижеследующем:

1._____________________________________________________________

(наименование сооружения, строительных конструкций, их краткая техническая характеристика)

2.______________________________________________________________

(описание выполненного защитного покрытия)

3. Объем выполненных работ ____________________________________

4. Дата начала работ _________________________________________

5. Дата окончания работ _________________________________________

Работы выполнены в соответствии с ППР, технической инструкцией по нанесению покрытия и отвечают требованиям их приемки. Документация на покрытие представлена в полном (неполном) объеме.

____________________________________________________________________________________________________________________

____________________________________________________________________________________________________________________

____________________________________________________________________________________________________________________

Качество выполненных работ:

Толщина антикоррозионного покрытия на трубопроводе

Подающий __________________________________________________________________________________________________________

Обратный___________________________________________________________________________________________________________

Адгезия антикоррозионного покрытия к металлу трубопровода

Подающий __________________________________________________________________________________________________________

Обратный___________________________________________________________________________________________________________

Сплошность антикоррозионного покрытия

Подающий___________________________________________________________________________________________________________

Обратный ___________________________________________________________________________________________________________

Видимые дефекты антикоррозионного покрытия на трубопроводе

Подающий___________________________________________________________________________________________________________

Обратный ___________________________________________________________________________________________________________

Качество антикоррозионного покрытия на трубопроводе проверил___________________________________________________________

(ФИО, должность)

Представитель строительно-монтажной организации__________________

Представитель Заказчика ______________________________________, ________________________________________

Представитель Генерального подрядчика __________________________

Приложение 8

трубопроводов тепловых сетей

от наружной коррозии»

от 10 апреля 2006 г. № 121

 

Журнал производства антикоррозионных работ

 

М.П.	Подпись администрации организации, выдавшей журнал

 

Дата (число, месяц, год), смена	Наименование работ и применяемых материалов (пооперационно)	Объем работ	Температура во время выполнения работ, °С		ГОСТ, ОСТ, ТУ на применяемые материалы	Число нанесенных слоев и их толщина, мм	Температура, °С, и продолжи-тельность сушки отдельных слоев покрытия, ч	Фамилия и инициалы бригадира (специалиста), выполнявшего защитное покрытие	Дата и номер акта освидетельство-вания выполненных работ	Фамилия, инициалы и подпись лица, принимающего покрытие	Приме-чание
			На поверхности	Окружающего воздуха на расстоянии не более 1 м от поверхности

 

 

Рекомендации по применению средств ЭХЗ от наружной коррозии трубопроводов действующих

 

Условный диаметр трубопровода, мм	Первоначальная толщина стенки трубы, мм	Предельная продолжительность эксплуатации теплопроводов в коррозионноопасных условиях, до которой целесообразно применение средств ЭХЗ* τ, лет
100-200	3,5-6,0	2-3
300-400	6,0-7,0	3-4
500-700	7,0-8,0	4-5
800-1000	8,0-10,0	5-7
1200-1400	11,0-14,0	7-8

 

*Примечания.

1. Указанные предельные значения приняты исходя из средней скорости наружной коррозии трубопроводов Тепловых сетей 1,1 мм/год при непрерывном контакте поверхности трубопроводов с увлажненной теплоизоляцией.

2. Допускается корректировка в сторону увеличения или уменьшения с учетом коррозионного состояния трубопроводов при условии проведения их технического освидетельствования, анализа коррозионных повреждений и вызывающих их факторов.

 

Блоки пластин-индикаторов скорости коррозии

 

Прямая оценка возможности коррозии может производиться с помощью блоков пластин-индикаторов типа БПИ-1 и БПИ-2. Первые применяются на трубопроводах канальной прокладки с ЭХЗ в пунктах установки вспомогательных электродов (ВЭ), вторые - независимо от наличия или отсутствия ЭХЗ, на участках прокладки трубопроводов в футлярах, на поверхности трубопроводов - внутри футляра, а также в тепловых камерах.

1. БПИ-1 (рис.1) состоит из двух пластин квадратной формы, изготовленных из ст.3 толщиной 1,5 - 2,0 мм, закрепленных на диэлектрической пластине из фторопласта. Одна из пластин с помощью приварки имеет контакт с трубопроводом.

2. На рис. 2 приведены схемы и зоны установки БПИ-1 непосредственно на поверхности подающего и обратного трубопроводов.

3. Количество устанавливаемых БПИ-1 в зоне нижней образующей трубопроводов на участке «пять часов» (см. рис.2) должно быть не менее двух.

Кроме того, в том же сечении трубопровода (подающего или обратного) на его поверхности (или на поверхности теплоизоляционной конструкции) при постоянном отсутствии ее затопления также устанавливают один блок пластин-индикаторов. В случаях полного затопления трубопровода в указанном сечении на поверхности его теплоизоляционной конструкции устанавливают диэлектрическую прокладку, толщина которой должна исключать возможность затопления БПИ-1.

Установка указанного БПИ-1 обусловлена необходимостью количественной оценки и характера возможного протекания процесса атмосферной коррозии на поверхности трубопроводов.

4. Одну из пластин каждого БПИ-1, устанавливаемых в районе нижней образующей трубопроводов, присоединяют непосредственно к трубопроводу на точечной сварке отводов от пластин-индикаторов (рис. 2).

Отвод от пластин-индикаторов, устанавливаемых на верхней образующей трубопроводов, должен быть отогнут от поверхности трубы или удален, т.к. в указанной зоне индикаторы не должны иметь электрического контакта с трубопроводом или металлической сеткой.

5. После установки БПИ-1 их пластины обезжиривают ацетоном, промывают дистиллированной (или кипяченой) водой и удаляют влагу.

Рисунок 1. - Блок пластин-интикаторов БПИ-1 для инструментального контроля эффективности ЭХЗ трубопроводов тепловых сетей канальной прокладки

1 - монтажная диэлектрическая пластина из фторопласта;

2 - контрольная пластина без контакта с трубопроводом;

3 - то же, с контактом с трубопроводом; 4 - крепежный винт;

5 - жиэлектрическая втулка; 6 - участок электросварки пластины 3 с трубопроводом;

7 - термостойкое антикоррозионное покрытие.

 

.

Рисунок 2. -  Схема установки блоков пластин-индикаторов БПИ-1 на трубопроводах

1 - теплоизоляционная конструкция; 2 - блоки пластин-индикаторов;

3 - участки приварки пластин-индикаторов к трубопроводу;

4 - трубопровод;

5, 6 - варианты зон установки блоков пластин-индикаторов на подающем и обратном трубопроводах

6. Составляют протокол на установку БПИ-1 с указанием:

даты установки;

толщины пластин-индикаторов d_иcx, измеренной после зачистки шкуркой микрометром типа МК с ценой деления 0,01 мм.

7. Для установления периода снятия (демонтажа) с трубопроводов БПИ-1 должна контролироваться (ориентировочно) суммарная продолжительность затопления канала (тепловой камеры) в зонах установки БПИ-1, при которой уровень воды достигает нижней образующей трубопроводов.

8. Контроль наличия или отсутствия затопления канала в зоне установки БПИ -1 должен производиться не реже двух раз в месяц, что совпадает с периодичностью технического осмотра катодных установок в соответствии с требованиями нормативно-технической документации.

9. Время демонтажа первого БПИ-1 определяется в зависимости от суммарной продолжительности затопления каналов (камер) до уровня установки БПИ-1.

Исходя из величины средней скорости коррозии подающих трубопроводов тепловых сетей 1,1 мм/год с теплоизоляционной конструкцией и 1,25 мм/год без теплоизоляционной конструкции время демонтажа первого блока пластин-индикаторов должно наступить через 350-400 дней суммарной продолжительности затопления БПИ-1.

Демонтаж второго блока БПИ-1 производят при суммарной продолжительности затопления 600-650 дней.

10. Время демонтажа может корректироваться на основе данных визуального осмотра БПИ-1, если осмотр дает достаточную информацию о коррозионном состоянии пластин. Например, если толщина продуктов коррозии на пластине, присоединенной к трубопроводу, не превышает толщины слоя продуктов коррозии на пластине блока, установленного выше уровня затопления канала. В том случае, если толщина слоя продуктов коррозии превышает 1,5 мм, следует принять решение о демонтаже одного БПИ-1.

11. БПИ-1, установленный в зоне нижней образующей трубопровода, отгибают от трубопровода, затем отпиливают ножовкой по металлу или срубают зубилом.

Блок, установленный в зоне отсутствия затопления трубопровода, освобождают от крепления хомутом, затем снимают одну из пластин, устанавливают блок на прежнее место и закрепляют его хомутом.

12. В лабораторных условиях поверхности пластин с помощью деревянного шпателя очищают от рыхлых продуктов коррозии и подвергают катодному травлению в 8%-ном растворе гидрата окиси натрия при плотности тока 15-20 А/дм до полного удаления продуктов коррозии.

Катодное травление производят в эмалированной емкости с размерами 200х 150x80 мм и объемом электролита 2,0-2,5 л, где размещают одну или две пластины (катод) и стальную пластину (анод). К пластинам-индикаторам подключают отрицательный полюс источника постоянного тока, к пластине-аноду - положительный полюс. При установке силы тока в цепи «анод-катод» следует учитывать общую площадь пластин-индикаторов.

После удаления продуктов коррозии пластины-индикаторы промывают дистиллированной водой и высушивают.

13. Оценку коррозионного состояния пластин-индикаторов производят путем измерения остаточной толщины пластин и глубины их коррозионных повреждений (язвы, каверны, питтинги).

Изменение остаточной толщины d_ост производят с помощью микрометра типа МК с ценой деления 0,01 мм. Глубину локальных коррозионных повреждений L определяют с помощью прибора - глубиномера игольчатого типа с ценой деления 0,01 мм.

14. Вычисляют уменьшение толщины пластины-индикатора вследствие атмосферной коррозии по разности начальной (исходной) и остаточной толщины пластины-индикатора 1, снятой с блока пластин-индикаторов, располагавшегося в зоне, не подвергавшейся затоплению трубопровода по формуле:

Δ₍₁₎ = δ_(1)исх - δ_(1)ост, мм

Δ₍₂₎ = δ_(2)исх - δ_(2)ост, мм

L_(2)макс = Δ₍₂₎ + L_{(2)макс.изм}, мм

17. Вычисляют по формуле (К.4) уменьшение толщины пластины-индикатора 3, имевшей электрический контакт с трубой, вследствие атмосферной коррозии, в периоды отсутствия затопления трубопровода, а также вследствие отключения станции катодной защиты или недостаточной эффективности ее действия при наличии затопления трубопровода:

Δ₍₃₎ = δ_(3)исх - δ_(3)ост, мм

L_(3)макс = Δ₍₃₎ + L_{(3)макс.изм}, мм

19. Действие ЭХЗ трубопроводов (при отсутствии отказов в работе ЭХЗ) может быть признано эффективным, если полученные значения Δ₍₃₎ не превышают значения Δ₍₁₎ более, чем на 50%, а значение L_(3)макс составляет не более 20% от значения L_(2)макс.

Указанные допущения обусловлены возможностью протекания процесса коррозии на уровне ватерлинии при действии средств ЭХЗ.

20. Перед установкой БПИ-1 на действующих теплопроводах, а также перед проведением визуального обследования и демонтажа блоков пластин-индикаторов следует отключать станции катодной защиты.

21. Сущность метода прямой оценки возможности коррозии с применением БПИ-2 заключается в том, что с помощью набора пластин-индикаторов, имеющих разные толщины, оценивается порядок скорости коррозии, как при наличии, таки при отсутствии средств ЭХЗ трубопроводов в месте установки Б1Ш-2(в соответ. с ориг.) по времени от момента его установки до потери продольной электропроводимости пластин в результате коррозии.

22. БПИ-2 (рис.3) состоит из трех пластин, изготовленных из Ст.3 толщиной 0,3; 0,4 и 0,5 мм, рабочей длиной около 20 мм и шириной по 2 мм. Расстояние между пластинами 2 мм.

Пластины-индикаторы 2 с помощью пайки или контактной сварки укреплены на контрольной пластине 1. К свободным концам пластин-индикаторов и контрольной пластине присоединены изолированные проводники 3. БПИ-2 вмонтирован в пластмассовый корпус таким образом, что внутренние поверхности пластин изолированы от внешней среды.

БПИ-2 может быть установлен, непосредственно на поверхности трубопровода или теплоизоляционной конструкции (рис.4), либо на корпусе стационарного медносульфатного электрода сравнения типа ЭСН-МС или ЭНЕС-1 (рис.5).

23. В обоих вариантах установки проводники от пластин БПИ-2, трубопровода и (во втором варианте установки) от электрода сравнения присоединяются к специальному клеммнику, располагаемому либо в горловине фальшколодца, КИ-Пе, либо в металлическом корпусе на стене здания. Схема клеммника с присоединенными к нему контрольными проводниками, приведена на рис.4,5. Электроперемычка между контрольными проводниками от трубопровода (клемма «Т») и от контрольных пластин размыкается лишь на период измерений потенциала трубопровода.

24. Методика измерений на месте установки БПИ-2 сводится к определению электросопротивления в цепях «индикаторы-трубопровод» с помощью Омметра (например, мультиметра или на корпусе электрода сравнения).

25. Порядок измерений:

Подключают измерительные провода к клеммам «КП» и «03». Устанавливают переключатель мультиметра в положение, соответствующее измерению сопротивления в диапазоне 0-200 Ом.

Подключают измерительные провода к гнездам мультиметра для измерений электросопротивления.

Включают мультиметр, например, 43313.1 - нажатием кнопки 1/0. При этом на ЦОУ (цифровом отсчетном устройстве) должна появиться индикация.

Рисунок 3. - Блок индикаторов БПИ-2 (без корпуса)

1 - контрольная пластина; 2 - пластина-индикатор;

3 - контрольные проводники; 4 - указатель толщины пластины-индикатора.

Значение сопротивления менее и более 10 Ом свидетельствует о том, что пластина толщиной 0,3 мм, соответственно, не разрушена и разрушена. Если пластина 0,3 мм разрушена, аналогичные измерения проводят на пластинах толщиной 0,4-0,5 мм. Если разрушена и пластина толщиной 0,4 мм, измерения продолжают на пластине толщиной 0,5 мм.

После срабатывания одной из пластин-индикаторов на данном КИП измерительные работы производятся через каждые 2 месяца.

Рисунок 4. - Схема контроля электропроводимости индикаторов при установке

1 - блок индикатора; 2 - крепежный хомут; 3 - защитная трубка;

4 - клеммник; 5 - контрольные проводники от трубопровода, контрольной пластины блока индикаторов,

пластин-индикаторов; 6 - омметр.

Рисунок 5. - Схема контроля электропроводимости индикаторов и измерения потенциала

1 - стационарный медносульфатный электрод сравнения;

2 - блок индикаторов (датчик потенциала) с толщиной пластин 0,3; 0,4; 0,5 мм;

3 - защитная трубка; 4 - клеммник в контрольно-измерительном пункте;

5 - прибор типа 43313.1; 6 - омметр;

7 - контрольные проводники от трубопровода, электрода сравнения, контрольной пластины блока индикаторов, пластин-индикаторов;

8 - электроперемычка. Примечание. При использовании прибора типа ПКИ-02 проводник от трубопровода присоединяют к клемме прибора.

 27. Определение скорости коррозии (К*) после фиксации коррозионного разрушения пластины- индикатора производится по формуле:

τ - число суток от момента установки блока индикаторов до первой фиксации разрушения индикаторов, сут.

28. При срабатывании всех пластин-индикаторов в тех случаях, когда осуществлялась ЭХЗ с помощью протекторов стержневого типа, установленных в зазоре между трубопроводом и футляром, необходима замена протекторов. В случаях отсутствия средств ЭХЗ следует предусмотреть (при наличии технической возможности) установку протекторов в зазоре между трубопроводом и футляром.

* Примечание. При срабатывании более одной пластины в расчете К принимается b пластины, имеющей большую толщину.