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»
страница9/15
ТипДокументы
1   ...   5   6   7   8   9   10   11   12   ...   15

Журнал производства антикоррозионных работ




Наименование объекта _______________________________________________________

Основание для выполнения работ ____________________________________________


(договор, наряд)

Производитель работ ________________________________________________________

Начало ______________________________________________________________________

Окончание __________________________________________________________
В журнале пронумеровано ______________________ страниц.

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, 0 С

ГОСТ, ОСТ, ТУ на применяемые материалы

Число нанесенных слоев и их толщина, мм

Температура, 0С, и продолжительность сушки отдельных слоев покрытия, ч

Фамилия и инициалы бригадира (специалиста), выполнявшего защитное покрытие

Дата и номер акта освидетельствования выполненных работ

Фамилия, инициалы и подпись лица, принимающего покрытие

Примечание

На поверхности

Окружающего воздуха на расстоянии не более 1м от поверхности














































































































Приложение Г

(рекомендуемое)

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 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 1,52,,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:

  • пункта установки БПИ-1 с привязками;

  • даты установки;

  • толщины пластин-индикаторов исх, измеренной после зачистки шлифовальной шкуркой микрометром типа МК с ценой деления 0,01 мм.

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 20015080 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.

1   ...   5   6   7   8   9   10   11   12   ...   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