Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации «еэс россии» стандарт организации рао «еэс россии»


НазваниеРоссийское открытое акционерное общество энергетики и электрификации «еэс россии» стандарт организации рао «еэс россии»
страница3/15
ТипДокументы
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   15

4 Сокращения
ОЭТС – организация, эксплуатирующая тепловые сети;

ЭХЗ – электрохимическая защита;

КИП – контрольно-измерительный пункт;

СКЗ – станция катодной защиты;

УЭС – удельное электрическое сопротивление грунта;

ППР – проект производства работ;

МЭС – медно-сульфатный электрод сравнения;

АЗ – анодный заземлитель;

ВЭ – вспомогательный электрод;

ПТ – подающий трубопровод;

ОТ – обратный трубопровод;

БПИ – блок пластин-индикаторов;

ЭИС – электроизолирующее соединение;

МПС – министерство путей сообщения;

ПМ – протектор магниевый;

ТУ - технические условия;

УОЭС - удельное объёмное электрическое сопротивление.

5 Общие положения
5.1 Настоящий стандарт является основанием для разработки и выполнения противокоррозионной защиты конкретных участков трубопроводов тепловых сетей а также проведению мероприятий по ограничению протекания процессов коррозии на предэксплуатационных этапах их жизненного цикла.

5.2 Средства защиты от коррозии (материалы и конструкция покрытий, преобразователи для катодной защиты, электродренажи и протекторы, приборы контроля качества защитных изоляционных покрытий и определения опасности коррозии и эффективности противокоррозионной защиты) применяют только в соответствии с требованиям настоящего стандарта.

5.3 Все конструктивные решения по защите от коррозии и средства защиты, предусмотренные и выполненные на предэксплуатационных этапах жизненного цикла трубопроводов тепловых сетей контролируют и принимают в эксплуатацию до начала штатной эксплуатации трубопровода.

6 Требования к организации и условиям создания защиты трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии

6.1 Конструктивные решения, предотвращающие наружную коррозию труб тепловой сети должны предусматриваться при проектировании и выполняться в соответствии с проектами противокоррозионной защиты, либо по соответствующим разделам проектов, входящим в состав проектно-сметной документации на строительство или реконструкцию участков тепловой сети в целом.

6.2 Проект (раздел проекта) по противокоррозионной защите трубопроводов тепловых сетей разрабатывается проектной организацией на основании:

- исходных данных, характеризующих опасность наружной коррозии трубопроводов на проектируемых к строительству или реконструируемых участках тепловых сетей, выдаваемых проектной организации вместе с техническим заданием на проектирование ОЭТС;

- требований настоящего стандарта к выбору методов, материалам и оборудованию, применяемым для защиты трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии.

6.3 Для подготовки исходных данных на проектирование защиты от наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей, проводятся предпроектные обследования включающие:

- определение критериев (признаков) опасности наружной коррозии на участках вновь прокладываемых и реконструируемых трубопроводов тепловых сетей путем проведения электрических измерений в соответствии с Приложением А настоящего стандарта;

- техническое освидетельствование фактического состояния трубопроводов действующих тепловых сетей подлежащих реконструкции в соответствии с действующей нормативной документацией;

- определение местоположения смежных проектируемому теплопроводу подземных сооружений с установками ЭХЗ и КИП на них, а также возможности совместной ЭХЗ трубопроводов тепловых сетей и смежных подземных сооружений;

- уточнение данных о расположении рельсовой сети электрифицированного транспорта и тяговых подстанций, пунктов присоединения отрицательных питающих линий к рельсам и проверку эффективности мероприятий по снижению утечек токов с рельсовых путей электротранспорта в землю;

- определение основного источника опасности коррозии в случае одновременного влияния на трубопровод нескольких источников блуждающих токов.

6.4 Предпроектные обследования могут выполняться ОЭТС, проектными или специализированными организациями с учетом выполнения требований пункта 6.3 настоящего стандарта в полном объеме.
7 Требования к выбору методов защиты трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии при проектировании
7.1 Защита трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии может осуществляться с применением методов:

- нанесения противокоррозионных покрытий;

- ЭХЗ.

7.2 Выбор метода или сочетания методов защиты трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии осуществляется на основании:

- способа прокладки тепловых сетей (подземная канальная, подземная бесканальная, надземная);

- исходных данных, характеризующих опасность коррозии трубопроводов на проектируемых к строительству или реконструируемых участках тепловых сетей, полученных в результате проведения предпроектных обследований.

7.3 Для конструкций теплопроводов независимо от способов прокладки должны применяться антикоррозионные покрытия, наносимые непосредственно на наружную поверхность стальной трубы. ганизация эксплуатации и технического обслуживания Для защиты трубопроводов тепловых сетей при надземной прокладке должны применяться только защитные противокоррозионные покрытия.

7.4 Для защиты трубопроводов бесканальной и канальной прокладки при наличии хотя бы по одного из признаков опасности наружной коррозии подземных трубопроводов тепловых сетей, согласно Приложения А настоящего стандарта, помимо противокоррозионных покрытий должна применяться электрохимическая защита путем катодной поляризации труб с помощью установок катодной, электродренажной защиты (поляризованных или усиленных электродренажей) или протекторов.

7.5 Катодную защиту трубопроводов тепловых сетей бесканальной прокладки с помощью СКЗ применяют при опасности почвенной коррозии и коррозии блуждающими постоянными токами и переменными токами, если включением электродренажей не обеспечивается защита трубопроводов.

7.6 Защиту поляризованными или усиленными дренажами применяют при наличии опасного воздействия только блуждающих постоянных токов на участках сближения защищаемых трубопроводов (бесканальной прокладки) с рельсовой сетью электрифицированных на постоянном токе железных дорог или трамвая при устойчивых отрицательных потенциалах рельсов (или знакопеременных потенциалах рельсов трамвая).

7.7 Катодную защиту с помощью СКЗ трубопроводов тепловых сетей канальной прокладки применяют при уровне затопления канала, достигающем нижней образующей трубопроводов, а также при опасном воздействии в указанных условиях блуждающих постоянных токов и переменных токов.

7.8 Гальваническая защита с помощью протекторов может применяться на участках трубопроводов канальной прокладки длиной до 50-60 м при установке протекторов непосредственно в каналах, а также на участках трубопроводов, проложенных в футлярах, с установкой протекторов на поверхности трубопроводов или теплоизоляционной конструкции.

7.9 Стальные футляры трубопроводов под автомобильными дорогами, железнодорожными и трамвайными путями при бестраншейной прокладке (прокол, продавливание) должны быть защищены средствами ЭХЗ. При прокладке открытым способом – защитными антикоррозионными покрытиями и ЭХЗ (при прокладке футляров в грунтах с высокой коррозионной агрессивностью и при опасном влиянии блуждающих токов).

7.10 Для трубопроводов тепловых сетей подземной прокладки, транспортирующих пар, с возможными разовыми перерывами в подаче пара продолжительностью более месяца, при наличии признаков опасности наружной коррозии, кроме защитных антикоррозионных покрытий должна предусматриваться электрохимическая защита.

7.11 Для защиты от наружной коррозии стальных элементов трубопроводов тепловых сетей (например, прямолинейный участок, колено, тройник, конусный переход, фланец и др.), а также опорных строительных конструкций под трубопроводы, должны применяться защитные противокоррозионные покрытия.

8 Требования к противокоррозионным покрытиям для трубопроводов тепловых сетей
8.1 Противокоррозионные покрытия должны обладать высокими защитными свойствами и сохранять их в условиях эксплуатации (воздействие тепла, влаги, одновременное воздействие тепла и влаги, агрессивных сред, блуждающих токов), обеспечивая защиту трубопроводов от наружной коррозии в течение назначенного (расчетного) срока службы.

8.2 Выбор противокоррозионных покрытий для защиты от наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей должен производиться в зависимости от:

- способа прокладки тепловых сетей;

- максимальной температуры теплоносителя (за которую принимается расчетная температура сетевой воды в подающем трубопроводе по температурному графику тепловой сети, принятому для данной системы теплоснабжения);

- вида тепловой изоляции и типа теплоизоляционной конструкции;

-состояния защищаемой поверхности трубопровода, возможностью применения механизированных способов очистки защищаемой поверхности и нанесения покрытия.

8.3 Покрытия для защиты наружной поверхности трубопроводов тепловых сетей должны предварительно проходить испытания согласно утвержденным методикам.

8.4 Свойства испытываемых покрытий, которые наносятся как в заводских, так и полевых условиях, должны определяться на образцах с различной степенью подготовки поверхности согласно ГОСТ 9.402, что отвечает реальным условиям их нанесения в полевых условиях.

8.5 Учитывая возможность изменения рецептур и технологии производства покрытий, следует проводить их повторные испытания не реже 1 раза в 5 лет.

8.6 Испытания защитных покрытий с выдачей официального заключения о возможности их применения следует выполнять в организациях, имеющих аккредитацию на проведение соответствующих испытаний. Основные методические положения стендовых испытаний защитных покрытий для теплопроводов приведены в Приложении Б.

8.7 Противокоррозионные покрытия, предназначенные для стендовых испытаний, должны отвечать следующим требованиям:

термостойкость: 1875 ч при температуре 145-150 0С;

термовлагостойкость: 50 циклов “увлажнение-сушка” (один цикл включает одно полное увлажнение тепловой изоляции, нанесенной на трубу с покрытием, с последующей сушкой при температуре 75-80 0С в течение пяти суток);

стойкость в агрессивных средах: сохранение покрытием защитных свойств (отсутствие разрушений покрытия и коррозии металла образцов),под воздействием кислого раствора рН=2,5 в течение 3000 ч и щелочного раствора рН=10,5 в течение 3000 ч (для металлизационных алюминиевых покрытий при рН=4,5 и рН=9,5);

стойкость к воздействию приложенных электрических потенциалов: анодных плюс 0,5 В и плюс 1,0 В по 1500 ч при каждом значении и катодных минус 0,5 В и минус 1,0 В по 1500 ч при каждом значении.

8.8 Пригодность покрытия для защиты от наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей должна оцениваться после полного цикла стендовых испытаний по следующим основным показателям:

удельное объемное электрическое сопротивление (УОЭС) по ГОСТ 6433.2 - 71 не ниже v1108 Омсм (на металлизационные покрытия и на лакокрасочные покрытия, включающие металлические наполнители и являющиеся электропроводными, не распространяется).

сплошность (кроме металлизационных и лакокрасочных, включающих металлические наполнители и являющихся электропроводными) – 100 %;

Сплошность покрытий проверяется методом электрического неразрушающего кон

троля с помощью специально предназначенных для этого дефектоскопов.

Сплошность покровных силикатноэмалевых покрытий проверяется искровым дефектоскопом постоянного тока. Подаваемое напряжение должно составлять 2 кВ на 1 мм толщины покрытия.

Сплошность безгрунтовых силикатноэмалевых и лакокрасочных покрытий толщиной до 0,5 мм проверяется с помощью электроконтактных дефектоскопов типа ЛКД-1 с питанием от аккумуляторных батарей с номинальным напряжением 8,4 В. Для лакокрасочных покрытий толщиной более 0,5 мм применяется электроискровой дефектоскоп с напряжением на щупе до 20 кВ (например, “Крона – 1р”). Напряжение на щупе дефектоскопа должно составлять 1 кВ на каждые 100 мкм покрытия соответственно.

Сплошность металлизационных покрытий определяется визуально (не должно быть участков, где отсутствует покрытие).

прочность при ударе по ГОСТ 4765-73 – для покрытий лакокрасочных и металлизационных – не ниже 30 кгссм, для силикатноэмалевых покрытий – не ниже 7 кгссм;

адгезия по ГОСТ 15140-78 – с оценкой “удовлетворительная”;

эластичность при изгибе по ГОСТ 6806-73 – отсутствие излома на оправке диаметром не более 100 мм (на силикатноэмалевые покрытия не распространяется);

водопоглощение по ГОСТ 21513-76 – не более 0,6 % после 120 ч нахождения в воде (на силикатноэмалевые покрытия не распространяется).

8.9 Измерение толщины защитных покрытий в диапазоне от 0 до 3 мм производится с помощью магнитных или ультразвуковых измерителей толщины, погрешность которых в диапазоне от 60 до 250 мкм не должна превышать (0,2 Ах+2) мкм, в диапазоне от 250 мкм и более (0,2 Ах+5) мкм, где Ах – номинальное значение измеряемой величины. Для измерения толщины более 3 мм следует использовать штангенциркуль с погрешностью измерений 0,05 мм.

8.10 При выборе защитных покрытий необходимо учитывать технологии их нанесения для сохранения максимальных показателей вышеперечисленных характеристик при нанесении покрытий в полевых условиях.

8.11 Защитные противокоррозионные покрытия, свойства которых не отвечают предъявляемым требованиям, применять для защиты от наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей и элементов трубопроводов не допускается.

8.12 В зависимости от способа прокладки тепловых сетей, вида теплоносителя и его максимальной температуры, технологий нанесения покрытий рекомендуется применять защитные противокоррозионные покрытия прошедшие соответствующие испытания приведенные в Приложении Б
9 Требования к нанесению и контролю качества противокоррозионных покрытий
9.1 Защитные противокоррозионные покрытия должны, как правило, наноситься на стальные трубопроводы тепловых сетей механизированным способом в стационарных условиях на трубозаготовительных заводах и производственных базах строительно-монтажных организаций. Покрытия могут также наноситься в полевых условиях механизированным и ручным способами. Защита в полевых условиях сварных соединений, арматуры, мелких элементов трубопроводов, исправление мест повреждений покрытий выполняется, как правило, лакокрасочными покрытиями.

9.2 Нанесение защитных покрытий должно осуществляться строго в соответствии с технической документацией, представляемой поставщиком (изготовителем). При нанесении защитных покрытий должна быть обеспечена необходимая степень очистки поверхности трубопроводов (в соответствии с техническими условиями или инструкцией по нанесению данного покрытия) по ГОСТ 9.402.

9.3 Для обеспечения заданных свойств защитных антикоррозионных покрытий должен производиться контроль основных показателей их качества, подтверждаемый актом приемки, Приложение В. Контроль качества должен включать наружный осмотр, измерение толщины покрытия, проверку сплошности и адгезии. Все обнаруженные дефекты должны быть устранены в соответствии с требованиями инструкции по ремонту (восстановлению) покрытия.

9.4 Качество защитного антикоррозионного покрытия линейной части трубопровода должно проверяться в полевых условиях до начала строительно-монтажных работ, а также после гидравлического испытания трубопровода на прочность и плотность и нанесения защитного покрытия на сварные стыковые соединения.

9.5 При нанесении защитных антикоррозионных покрытий в заводских условиях следует соблюдать требования к правилам приемки, методам контроля качества покрытий в соответствии с техническими условиями на трубы с данным видом покрытия.

9.6 Толщина покрытия измеряется магнитными или ультразвуковыми толщиномерами с классом точности не ниже 10.

9.7 Контроль сплошности покрытия должен производиться на каждой трубе и на элементах трубопровода по всей поверхности с использованием электроискрового или электроконтактного метода.

9.8 Определение удельного объемного электрического сопротивления покрытия производится методом мокрого контакта с применением электрода-бандажа, смоченного раствором электролита, на двух трубах от партии.

9.9 Определение ударной прочности покрытия производится с применением прибора УТ-1 на двух трубах от партии.

9.10 Определение адгезии покрытия производится в трех точках, отстоящих друг от друга на расстоянии не менее 0,5м.

9.11 При неудовлетворительных результатах приемочных испытаний хотя бы по одному показателю, производится повторное испытание по этому показателю на удвоенном количестве труб или элементов трубопроводов. При неудовлетворительных результатах повторных испытаний производится контроль каждой трубы, отбракованные трубы и детали отправляются на повторное нанесение покрытия.

9.12 На каждую партию труб и элементов трубопроводов, на которую защитное покрытие наносится в заводских или базовых условиях, изготовитель должен выдать Сертификат с результатами приемочных испытаний по показателям, указанным в действующих технических условиях на трубы с покрытием.

9.13 Качество защитных антикоррозионных покрытий, наносимых в полевых условиях механизированным или ручным способами, проверяется в процессе нанесения покрытий, как на линейную часть трубопровода, так и на сварные соединения, включая качество подготовки поверхности и послойного формирования покрытия с составлением Актов скрытых работ и с занесением результатов контроля качества в Журнал производства антикоррозионных работ, Приложение В. Методы проверки качества защитного покрытия и устранения обнаруженных дефектов приведены в таблице 1.

9.14 При приемке в эксплуатацию трубопроводов тепловых сетей, смонтированных из труб с защитным покрытием, должно быть проверено наличие и комплектность следующей документации на защитное покрытие и на производство антикоррозионных работ:

  • сертификаты или паспорта на применяемые материалы (компоненты покрытия, растворители, отвердители и т.п.);

  • обоснование возможности применения данного защитного покрытия для трубопроводов тепловых сетей (ссылки на СНиП, РД или Заключение специализированной организации о возможности применения данного защитного покрытия);

  • на трубы с защитным антикоррозионным покрытием заводского нанесения кроме сертификата, подтверждающего соответствие качества покрытия требованиям технических условий (выходной контроль), должен иметься документ о входном контроле качества покрытия на трассе, оформленный приемщиком;

  • подтверждение подрядчика о возможности выполнять работы по антикоррозионной защите трубопроводов тепловых сетей (лицензия, протокол обучения персонала);

  • ППР;

  • технологические инструкции по нанесению покрытия, включая инструкции по защите сварных стыковых соединений, ремонту (восстановлению) мест повреждения покрытия;

  • журнал производства антикоррозионных работ, Приложение В.

  • 9.15 На каждую партию труб с защитным покрытием, отправляемую на объекты строительства должен быть оформлен Паспорт, в котором указываются вид покрытия, его толщина, сплошность, адгезия с поверхностью труб.


Методы проверки в полевых условиях основных показателей качества защитных покрытий. Устранение обнаруженных дефектов

Таблица 1.

Вид покрытия

Показатели качества

Методы проверки

Допустимые отклонения

Возможные методы устранения обнаруженных дефектов

1. Лакокрасочные

Внешний вид

Визуальный осмотр

Не допускаются подтеки, пузырьки, посторонние включения, механические повреждения в виде отслоений, трещин, вздутий

Удаление покрытий с дефектных участков механическим способом, подготовка поверхности к повторному окрашиванию, окрашивание

Толщина

Магнитными толщиномерами или ультразвуковыми толщиномерами с классом точности не ниже 10. (ГОСТ Р 51694-2000)

Допускается отклонение по толщине на локальных участках в пределах ± 20 %

На участки с недостаточной толщиной покрытия наносится дополнительный слой лакокрасочного материала. На участках с превышением толщины покрытия необходимо удалить покрытие, подготовить поверхность и нанести покрытие требуемой толщины



Окончание таблицы 1.




Сплошность

Электроискровой метод.


-

При наличии дефектов любого вида производится их устранение путем окрашивания поверхностей

Адгезия

По ГОСТ 15140

В соответствии с требованиями инструкции по нанесению покрытия

Удаление покрытий с дефектных участков механическим способом, подготовка поверхности к повторному окрашиванию, окрашивание

2. Металлизационные алюминиевые и алюмокерамические

Внешний вид

Визуальный осмотр

Покрытие должно быть сплошным, однородного цвета, без включений крупных частиц металла, без трещин, отслоений (вздутий), следов местной коррозии. Допускаются отдельные включения частиц размером до 0,5 мм (не более одного на 50см2).

Ликвидация дефектов производится с применением органосиликатных и кремнийорганических лакокрасочных материалов в соответствии с технологической инструкцией по изоляции стыковых соединений и ремонту (восстановлению) покрытия

Толщина

Толщиномерами с классом точности не ниже 10.

Допускается отклонение от заданной толщины покрытий в пределах +- 20 %

При отклонении толщины покрытия от допустимых значений данная труба подлежит возврату на завод-изготовитель

3. Силикатноэмалевые

Внешний вид

Визуальный осмотр

Покрытие должно быть сплошным, не иметь пузырей, сквозных пор и других дефектов, обнажающих первый слой эмали или металл

Ликвидация дефектов производится с применением органосиликатных и кремнийорганических лакокрасочных материалов в соответствии с технологической инструкцией по изоляции стыковых соединений и ремонту (восстановлению) покрытия

Толщина

Толщиномерами с классом точности не ниже 10.

Допускается отклонение от заданной толщины покрытий в пределах +- 20 %

При отклонении толщины покрытия от допустимых значений данная труба подлежит возврату на завод-изготовитель

Сплошность

Электроискровой метод.


Согласно требованиям ТУ

При несоответствии требованиям ТУ данная труба подлежит возврату на завод-изготовитель. В отдельных случаях по согласованию с заводом-изготовителем возможно восстановление сплошности покрытия с применением лакокрасочных материалов



  1. Требования к ЭХЗ трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии




    1. 10.1 На трубопроводах тепловых сетей бесканальной и канальной прокладки с защитным металлизационным алюминиевым и алюмокерамическим покрытиями средства ЭХЗ необходимо применять лишь при опасном действии блуждающих токов. На участках прокладки трубопроводов с указанными защитными покрытиями, проложенных в футлярах, средства ЭХЗ не применяются.

10.2 При защите от почвенной коррозии катодная поляризации трубопроводов тепловых сетей бесканальной прокладки должна осуществляться таким образом, чтобы значение разности потенциалов между трубопроводом и МЭС находились в пределах от минус 1,1 до минус 2,5 В.

10.3 При защите трубопроводов от коррозии под воздействием постоянных блуждающих токов катодная поляризация должна осуществляться таким образом, чтобы обеспечивалось отсутствие на трубопроводах анодных и знакопеременных зон.

Примечание. Допускается суммарная продолжительность положительных смещений потенциала относительно стационарного потенциала за время измерений в пересчете на сутки не более 4 мин в сутки.

10.4 При защите трубопроводов тепловых сетей бесканальной прокладки в грунтах высокой коррозионной агрессивности и одновременном опасном влиянии постоянных блуждающих токов значения разности потенциалов должны находиться в пределах от -1,1 В до -2,5 В. При этом мгновенные значения потенциалов по абсолютной величине должны быть не менее значения стационарного потенциала, а при отсутствии возможности его определения не менее минус 0,7 В.

10.5 Защита трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии, вызываемой переменным током, осуществляется в опасных зонах независимо от коррозионной агрессивности грунта методом катодной поляризации. Катодная поляризация должна осуществляться таким образом, чтобы значения разности потенциалов между трубопроводом и МЭС находились в пределах от минус 1,1 до минус 2,5 В.

10.6 Катодная поляризация реконструируемых действующих трубопроводов тепловых сетей канальной прокладки обязательна при наличии воды в канале или заносе канала грунтом, когда вода или грунт достигают теплоизоляционной конструкции или поверхности трубопровода (для вновь сооружаемых трубопроводов – при наличии зон предполагаемого затопления канала).

10.7 Катодная поляризация трубопроводов в отсутствие опасного влияния блуждающих токов при расположении АЗ за пределами канала должна осуществляться таким образом, чтобы значения разности потенциалов между трубопроводами и МЭС находились в пределах от минус 1,1 до минус 2,5 В.

10.8 Катодная поляризация трубопроводов тепловых сетей канальной прокладки (независимо от наличия или отсутствия опасного влияния блуждающих токов) при расположении АЗ в канале должна осуществляться таким образом, чтобы потенциал трубы, измеренный относительно установленного у поверхности трубопровода вспомогательного (стального) электрода (ВЭ), был на 0,30,8 В отрицательнее, чем потенциал трубы относительно этого электрода, измеренный при отсутствии катодной поляризации трубы.

10.9 При отсутствии влияния блуждающих токов катодная поляризация трубопроводов (на участках длиной до 5060 м) может осуществляться с помощью протекторов, устанавливаемых на дне или стенках каналов. Смещение разности потенциалов между трубопроводом и установленным на поверхности трубопровода или теплоизоляционной конструкции измерительным электродом в сторону отрицательных значений должна быть не менее 0,2 В.

10.10 Схема ВЭ и схема его расположения на поверхности изоляционной конструкции теплопровода приведены на рис. 1 и 2. Расстояния между ВЭ, которые устанавливаются в одном сечении на подающем и обратном трубопроводах, должны быть не более 50 м.



1 – пластина ВЭ из нержавеющей стали Х18Н9Т или Х18Н10Т; σ=1,5-2 мм

2 – корпус ВЭ из фторопласта σ=3-4 мм; 3- крепежный винт из диэлектрического материала; 4 – узел присоединения к ВЭ контрольного проводника; 5 – проводник для крепления ВЭ к трубопроводу; 6 и 7 – шайба и гайка для крепления пластины ВЭ (1) к корпусу ВЭ из диэлектрического материала..

Рисунок 1-Схема вспомогательного электрода (ВЭ) для контроля эффективности действия ЭХЗ трубопроводов тепловых сетей при затоплении или заиливании канала
10.11 Катодная поляризация подземных трубопроводов тепловых сетей осуществляется с помощью установок катодной и электродренажной защиты, а также гальванических анодов (протекторов).



1 – вспомогательный электрод (ВЭ); 2 – трубопровод; 3 – теплоизоляция; 4 – крепежный провод ВЭ; 5 - клеммник КИПа для присоединения контрольных проводников 6 от ПТ и ОТ; в пункте установки ВЭ сетка должна быть снята на участке 100-150 мм; 7- пункт присоединения контрольного проводника 6 к трубопроводу; 8- узел соединения крепежного провода

Рисунок 2-Схема расположения ВЭ на поверхности подающего и обратного теплопроводов (ПТ и ОТ) с теплоизоляцией (а) и без теплоизоляции (б))
10.12 Катодная поляризация подземных тепловых сетей должна осуществляться так, чтобы исключить вредное влияние ее на смежные подземные металлические сооружения.
Примечание: Вредным влиянием катодной поляризации защищаемых трубопроводов тепловых сетей на смежные подземные металлические сооружения считаются:

  • уменьшение по абсолютной величине потенциала по отношению к минимальному или увеличение по абсолютной величине потенциала по отношению к максимальному защитному потенциалу на соседних подземных металлических сооружениях, защищенных катодной поляризацией;

  • появление опасности коррозии на соседних подземных металлических сооружениях, ранее не требовавших защиты от нее;

  • смещение потенциала в любую сторону от стационарного значения на кабелях связи в металлической оболочке, не защищенных катодной поляризацией.

В случае, когда при осуществлении ЭХЗ возникает вредное влияние на смежные сооружения, необходимо применить меры по устранению вредного влияния или осуществить совместную защиту этих сооружений.
11 Проектирование электрохимической защиты. Общие положения
11.1 Основанием для проектирования ЭХЗ вновь сооружаемых, реконструируемых и действующих трубопроводов канальной и бесканальной прокладок являются требования, изложенные в разделе 7 настоящего стандарта.

11.2 Данные о наличии коррозионной опасности могут быть получены в результате изысканий ОЭТС, организации-разработчика проекта подземных теплопроводов, либо специализированной организации, привлекаемой на субподрядных началах. Проектирование ЭХЗ должно осуществляться на основе технического задания, выдаваемого специализированными предприятиями по защите от коррозии или ОЭТС.

11.3 Объем измерительных работ, выполняемых при определении коррозионной агрессивности грунта, наличия блуждающих постоянных токов и переменных токов и зон их опасного влияния определен в Приложении А настоящего стандарта.

11.4 При разработке проекта согласовывают:

  • подключение установок ЭХЗ к сетям переменного тока с организациями, эксплуатирующими эти сети;

  • размещение установок и элементов системы ЭХЗ (анодных заземлителей и контрольно-измерительных пунктов, располагаемых за пределами тепловых каналов, воздушных и кабельных линий) – с держателями геофонда, землепользования и организациями, эксплуатирующими смежные подземные сооружения;

  • выполнение работ с выходом на проезжую часть в крупных городах – с местными управлениями дорожного хозяйства и органом, инспектирующим безопасность дорожного движения.
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   15

Похожие:

Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации «еэс россии» стандарт организации рао «еэс россии» iconСтандарт организации ОАО рао «еэс россии» сто 17230282. 27. 010. 001-2007
Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации "еэс россии"

Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации «еэс россии» стандарт организации рао «еэс россии» iconРоссийское открытое акционерное общество энергетики и электрификации...
Оэтс и экспертными организациями, выполняющими профильные работы по противокоррозионной защите и базируется на применении международных,...

Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации «еэс россии» стандарт организации рао «еэс россии» iconМетодические указания по организации учета топлива на тепловых электростанциях рд 34. 09. 105-96
Утверждено Российским акционерным обществом энергетики и электрификации "еэс россии" 12. 05. 96 г

Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации «еэс россии» стандарт организации рао «еэс россии» iconАнкета зарегистрированного лица (для физических лиц) Эмитент: Открытое...
Серия, номер: 47 02 004427 выдан: Управлением внутренних дел г. Дивногорск Красноярского края дата выдачи: 25. 09. 2003

Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации «еэс россии» стандарт организации рао «еэс россии» iconПравила безопасности в газовом хозяйстве
Разработаны и внесены госгортехнадзором России с участием специалистов ао "Гипрониигаз", ао "Мосгазниипроект", ао "Росгазификация",...

Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации «еэс россии» стандарт организации рао «еэс россии» iconАкционерное общество энергостройснабкомплект еэс
Пао «фск еэс» мэс урала в 2017 году по титулу «Оснащение пассажирскими транспортными средствами филиалов пао «фск еэс»», по титулу...

Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации «еэс россии» стандарт организации рао «еэс россии» iconОказания услуг по передаче электрической энергии
Открытое акционерное общество энергетики и электрификации Кубани (сокращенное наименование ОАО «Кубаньэнерго»)

Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации «еэс россии» стандарт организации рао «еэс россии» iconСогласовано главгосэнергонадзором россии
Настоящие Правила составлены рао «еэс россии». С вводом их в действие отменяются Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического...

Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации «еэс россии» стандарт организации рао «еэс россии» iconОтчет ОАО «интер рао еэс»
Предварительно утвержден Советом директоров ОАО «интер рао еэс» от 16. 05. 2013 (протокол заседания Совета директоров от 16. 05....

Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации «еэс россии» стандарт организации рао «еэс россии» iconОбъем и нормы испытаний электрооборудования
Утверждены начальником Департамента науки и техники рао "еэс россии" А. П. Берсеневым 8 мая 1997 г

Вы можете разместить ссылку на наш сайт:


Все бланки и формы на filling-form.ru




При копировании материала укажите ссылку © 2019
контакты
filling-form.ru

Поиск