Скачать 1.56 Mb.
|
Журнал производства антикоррозионных работНаименование объекта _______________________________________________________Основание для выполнения работ ____________________________________________(договор, наряд) Производитель работ ________________________________________________________Начало ______________________________________________________________________Окончание __________________________________________________________ В журнале пронумеровано ______________________ страниц. М.П. Подпись администрации организации, выдавшей журнал
Приложение Г(рекомендуемое)Блоки пластин-индикаторов скорости коррозииПрямая 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 ВЭ, вторые независимо от наличия или отсутствия ЭХЗ на участках прокладки трубопроводов в футлярах на поверхности трубопроводов внутри футляра, а также в тепловых камерах. Г.1. БПИ-1 (рис. 1) состоит из двух пластин квадратной формы, изготовленных из стали ст.3 толщиной 1,52,,0 мм, закрепленных на диэлектрической пластине из фторопласта. Одна из пластин с помощью приварки имеет контакт с трубопроводом. На рис. 2 приведены схемы и зоны установки БПИ-1 непосредственно на поверхности подающего и обратного трубопроводов. 1 – монтажная диэлектрическая пластина из фторопласта; 2 – контрольная пластина без контакта с трубопроводом; 3 – то же, с контактом с трубопроводом; 4 – крепежный винт; 5 – диэлектрическая втулка; 6 – участок электросварки пластины 3 с трубопроводом; 7 – термостойкое антикоррозионное покрытие. Рисунок Г.1-Блок пластин-индикаторов БПИ-1 для инструментального контроля эффективности ЭХЗ трубопроводов тепловых сетей канальной прокладки Г.4 Количество устанавливаемых БПИ-1 в зоне нижней образующей трубопроводов на участке «пять часов» (см. рисунок Г.1) 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. 1-теплоизолирующая конструкция; 2-блоки пластин-индикаторов; 3-участки приварки пластин-индикаторов к трубопроводам; 4-трубопровод; 5,6-варианты зон установки блоков пластин-индикаторов на подающем и обратном трубопроводах; Рисунок Г.2- Схема установки блоков пластин индикаторов БПИ-1 на трубопроводах: а) зона установки блоков пластин индикаторов; б) варианты установки блоков пластин-индикаторов на подающем и обратном трубопроводе; Установка указанного БПИ-1 обусловлена необходимостью количественной оценки и характера возможного протекания процесса атмосферной коррозии на поверхности трубопроводов. Г.2 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. Г.3 После установки БПИ-1 их пластины обезжиривают ацетоном, промывают дистиллированной (или кипяченой) водой и удаляют влагу. Г.4 Составляют протокол на установку БПИ-1 с указанием:
Г.5 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. Г.6 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. Г.7 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. Г.8 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. Г.9 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. Г.10 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/дм2 до полного удаления продуктов коррозии. Катодное травление производят в эмалированной емкости с размерами 20015080 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. Г.11 Оценку коррозионного состояния пластин-индикаторов производят путем измерения остаточной толщины пластин и глубины их коррозионных повреждений (язвы, каверны, питтинги). Измерения остаточной толщины пластин 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. Г.12 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 (1): (1) = (1)исх – (1)ост, мм (1) Г.13 Вычисляют уменьшение толщины пластины-индикатора 2, не имевшей электрического контакта с трубой, вследствие атмосферной коррозии в периоды отсутствия затопления трубопровода и коррозии в результате ее контакта с водой при затоплении трубопровода по формуле (2): (2) = (2)исх – (2)ост, мм (2) Г.14 Вычисляют максимальную глубину проникновения коррозии на пластине-индикаторе 2 по формуле (3): L(2)макс = (2) + L(2)макс.изм., мм, (3) где L(2)макс.изм. – измеренная величина глубины проникновения коррозии с помощью глубиномера относительно (2)ост., мм. Г.15 Вычисляют по формуле (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: (3) = (3)исх – (3)ост, мм (4) Г.16 Вычисляют максимальную глубину проникновения коррозии на пластине-индикаторе 3 по формуле (5): L(3)макс = (3) + L(3)макс.изм., мм, (5) где L(3)макс.изм. – измеренная величина проникновения коррозии с помощью глубиномера относительно (3)ост., мм. Г.17 Действие ЭХЗ трубопроводов (при отсутствии отказов в работе ЭХЗ) может быть признано эффективным, если полученные значения (3) не превышают значения (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. Г.18 Перед установкой БПИ-1 на действующих теплопроводах, а также перед проведением визуального обследования и демонтажа блоков пластин-индикаторов следует отключать станции катодной защиты. Г.19 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, так и при отсутствии средств ЭХЗ трубопроводов в месте установки БПИ-2 по времени от момента его установки до потери продольной электропроводимости пластин в результате коррозии. Г.20 БПИ-2 (рис.3) состоит из трех пластин, изготовленных из стали 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 (рисунок Г. 4), либо на корпусе стационарного медносульфатного электрода сравнения типа ЭСН-МС или ЭНЕС-1 (рисунок Г.5). 1 – контрольная пластина; 2 – пластина-индикатор; 3 – контрольные проводники; 4 – указатель толщины пластины-индикатора. Рисунок Г.3-Блок индикаторов БПИ-2 (без корпуса). Г.21 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, КИПе, либо в металлическом корпусе на стене здания. Схема клеммника с присоединенными к нему контрольными проводниками приведена на рис. 4 и рис. 5. Электроперемычка между контрольными проводниками от трубопровода (клемма «Т») и от контрольных пластин размыкается лишь на период измерений потенциала трубопровода. Г.22 Методика измерений на месте установки БПИ-2 сводится к определению электросопротивления в цепях «индикаторы - трубопровод» с помощью омметра и не зависит от способа установки БПИ-2 (на поверхности трубопровода или на корпусе электрода сравнения). Г.23 Порядок измерений: Подключают измерительные провода к клеммам «КП» и «03». Устанавливают переключатель мультиметра в положение, соответствующее измерению сопротивления в диапазоне 0-200 Ом. 1 – блок индикаторов; 2 – крепежный хомут; 3 – защитная трубка; 4 – клеммник; 5 – контрольные проводники от трубопровода, контрольной пластины блока индикаторов, пластин-индикаторов; 6 – омметр. Рисунок Г.4-Схема контроля электропроводимости индикаторов при установке блока индикаторов БПИ-2 на поверхности трубопровода 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.I; 6 - омметр; 7 - контрольные проводники от трубопровода, электрода сравнения, контрольной пластины блока индикаторов, пластин-индикаторов; 8 - электроперемычка. Рисунок Г.5-Схема контроля электропроводимости индикаторов и измерения потенциала трубопровода при установке блока индикаторов БПИ-2 на стационарном электроде сравнения Примечание. При использовании прибора типа ПКИ-02 проводник от трубопровода присоединяют к зажиму прибора Uс. Подключают измерительные провода к гнездам мультиметра для измерений электросопротивления. Включают мультиметр. При этом на цифровом отсчетном устройстве должна появиться индикация. Значение сопротивления менее и более 10 Ом свидетельствует о том, что пластина толщиной 0,3 мм, соответственно, не разрушена и разрушена. Если пластина толщиной 0,3 мм разрушена, аналогичные измерения проводят на пластинах толщиной 0,4 и 0,5 мм. Если разрушена и пластина толщиной 0,4 мм, измерения продолжают на пластине толщиной 0,5 мм. Г.24 Измерения в местах, где установлены БПИ-2, начинают в день установки БПИ-2 и далее с периодичностью в 6 месяцев. После срабатывания одной из пластин-индикаторов на данном КИП измерительные работы производятся через каждые 2 месяца. Г.25 Определение скорости коррозии (К) после фиксации коррозионного разрушения пластины-индикатора производится по формуле (6): К (365 ) / , мм/год, (6) где: - толщина пластины, мм; - число суток от момента установки блока индикаторов до первой фиксации разрушения индикаторов, сут. Примечание. При срабатывании более одной пластины в расчете К принимается пластины, имеющей большую толщину. Г.26 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. |
Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации "еэс россии" | Оэтс и экспертными организациями, выполняющими профильные работы по противокоррозионной защите и базируется на применении международных,... | ||
Утверждено Российским акционерным обществом энергетики и электрификации "еэс россии" 12. 05. 96 г | Серия, номер: 47 02 004427 выдан: Управлением внутренних дел г. Дивногорск Красноярского края дата выдачи: 25. 09. 2003 | ||
Разработаны и внесены госгортехнадзором России с участием специалистов ао "Гипрониигаз", ао "Мосгазниипроект", ао "Росгазификация",... | Пао «фск еэс» мэс урала в 2017 году по титулу «Оснащение пассажирскими транспортными средствами филиалов пао «фск еэс»», по титулу... | ||
Открытое акционерное общество энергетики и электрификации Кубани (сокращенное наименование ОАО «Кубаньэнерго») | Настоящие Правила составлены рао «еэс россии». С вводом их в действие отменяются Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического... | ||
Предварительно утвержден Советом директоров ОАО «интер рао еэс» от 16. 05. 2013 (протокол заседания Совета директоров от 16. 05.... | Утверждены начальником Департамента науки и техники рао "еэс россии" А. П. Берсеневым 8 мая 1997 г |
Поиск Главная страница   Заполнение бланков   Бланки   Договоры   Документы    |