Типовая инструкция по защите трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии

0,2-0,3

Первая

Подземная в непроходных каналах; подземная бесканальная. Вода и пар

Все виды тепловой изоляции

300

Примечания

1. Покрытия, отмеченные знаком *, наносятся на трубы только в заводских условиях.

2. Металлизационное алюминиевое покрытие следует применять для трубопроводов с теплоизоляцией из материалов, имеющих рН не ниже 4,5 и не выше 9,5.

3. Для комплексного полиуретанового покрытия «Вектор» в качестве грунтовочных слоев допускается применять мастику «Вектор 1025» ТУ 5775-004-17045751-99 [31].

4. Графа 5 таблицы - согласно ГОСТ 9.402 [34]:

Первая степень очистки характеризует поверхность, при осмотре которой через лупу с 6-кратным увеличением продукты коррозии не просматриваются.

Вторая степень очистки характеризует поверхность, при осмотре которой невооруженным глазом продукты коррозии, пригар, остатки формовочной земли и другие загрязнения не обнаруживаются.

Третья степень очистки характеризует поверхность, до 5 % площади которой покрыто прочно сцепленной окалиной, литейной коркой.

5. Рекомендации по применению защитных антикоррозионных покрытий с учетом вида проводимых работ на тепловых сетях приведены в приложение Е.

6.2 Органосиликатные защитные покрытия

6.2.1 Органосиликатные защитные покрытия ОС-51-03 [29] рекомендуются для защиты от коррозии наружной поверхности трубопроводов тепловых сетей (и элементов трубопроводов) при подземной прокладке в непроходных каналах для всех видов подвесной тепловой изоляции.

Органосиликатное защитное покрытие ОС-51-03 с термообработкой должно наноситься на трубы только в заводских условиях. Это покрытие отличается повышенной термостойкостью и рекомендуется для защиты от наружной коррозии трубопроводов водяных тепловых сетей при температурах теплоносителя до 180 °С.

Органосиликатное защитное покрытие ОС -51-03 с отвердителем (естественная сушка) рекомендуется для защиты от наружной коррозии трубопроводов водяных тепловых сетей указанного выше способа прокладки, но при температурах теплоносителя до 150 °С. Это покрытие рекомендуется также для защиты в полевых условиях участков сварных стыковых соединений трубопроводов с защитным покрытием ОС-51-03 горячего отверждения (с термообработкой), а также элементов трубопроводов тепловых сетей. Покрытие в полевых условиях наносится кистью на предварительно очищенную в соответствии с ГОСТ 9.402 [34] и обезжиренную поверхность металла (см. п. 6.2.4 настоящей Типовой инструкции).

6.2.2 Для органосиликатных защитных покрытий ОС-51-03 (с термообработкой и с отвердителем) используется органосиликатная краска ОС-51-03; толуол (как растворитель); бутиловый эфир ортотитановой кислоты - тетрабутоксититан (ТБТ) в качестве отвердителя (для покрытия естественной сушки).

6.2.3 Перед употреблением органосиликатная краска ОС-51-03 должна быть подвергнута тщательному перемешиванию в таре завода-изготовителя до получения однородной консистенции по всему объему. Перемешивание производится в течение 3-4 ч (до полного растворения осадка) с применением мешалки типа "пьяная бочка" с частотой вращения 100-120 об/мин. После перемешивания должна определяться вязкость краски, которая должна находиться в пределах 18-24 с по вискозиметру ВЗ-4 при температуре окружающего воздуха 20 °С. В случае, если вязкость выше указанной, в краску добавляется растворитель (толуол) и производится дополнительное перемешивание в течение 1 ч.

6.2.4 Наружная поверхность стальных труб перед нанесением защитного покрытия ОС-51-03 должна быть очищена от окалины, продуктов коррозии, жиров и др. загрязнений в соответствии с ГОСТ 9.402 [34]. Методы очистки: пескоструйный, дробеструйный, механический (стальными щетками). Степень очистки - первая и вторая ГОСТ 9.402 [34]. Обезжиривание производится толуолом. После обезжиривания, перед нанесением первого слоя покрытия поверхность трубы должна быть высушена при температуре помещения в течение 30 мин.

6.2.5 Защитное покрытие ОС-51-03 с термообработкой. Покрытие наносится на поверхность труб пневматическим распылением с помощью краскораспылителя при давлении подаваемого воздуха 90-150 кПа (0,9-1,5 кгс/см ). Сопло должно быть настроено на круглую струю. Диаметр сопла должен быть 1,5-2 мм. Расстояние от сопла краскораспылителя до окрашиваемой поверхности при нанесении покрытия должно быть в пределах 150-300 мм в зависимости от давления воздуха.

Для нанесения покрытия трубы устанавливаются на специальную установку, обеспечивающую им вращательное движение. Частота вращения выбирается в зависимости от диаметра труб.

Краска наносится на окрашиваемую поверхность в три слоя с послойной сушкой в течение 1 ч при температуре окружающего воздуха 20-25 °С.

Отверждение покрытия на трубах производится путем термической обработки в сушильных камерах по следующему режиму:

- подъем температуры до 60 °С, выдержка 2 ч;

- подъем температуры до 100 °С, выдержка 2 ч;

- подъем температуры до 150 °С, выдержка 2 ч;

- подъем температуры до 200 °С, выдержка 2 ч.

Скорость подъема температуры не должна превышать 30 °С в 1 ч. Толщина сформированного трехслойного покрытия после термообработки должна быть не менее 250 мкм.

6.2.6 Защитное покрытие ОС-51-03 с отвердителем (естественная сушка). Перед нанесением покрытия на трубы должны быть произведены очистка (степень очистки - первая и вторая ГОСТ 9.402 [34]), обезжиривание наружной поверхности труб и первоначальная подготовка краски, как указано в п.п. 6.2.3 и 6.2.4 настоящей Типовой инструкции.

6.2.7 После доведения краски до рабочей вязкости в нее вводится отвердитель, количество которого определяется следующим образом: в паспорте на органосиликатную краску ОС-51-03 указывается масса "нетто" для данной тары завода-изготовителя и фактический сухой остаток в процентах; по этим данным рассчитывается количество отвердителя, необходимое для введения в данную емкость.

Количество отвердителя принимается равным 1 % от массы сухого остатка в данной емкости.

Пример расчета:

масса краски "нетто" в "тарном месте" по паспорту - 20 кг;

с. 6

Каждое отдельное несоответствие продукции установленным требованиям [14], [10]

— (пояснения не требует [17])

Способность лакокрасочного покрытия сохранять заданные свойства в течение заданного срока [18]

Сушка лакокрасочного покрытия в нормальных условиях [18]

Максимальное время, в течение которого продукт, состоящий из отдельных компонентов, должен быть использован после смешения компонентов [16]

Слой или система слоев веществ, наносимые на поверхность металлического сооружения для защиты металла от коррозии [58]

Потенциал, при котором электрохимическая защита обеспечивает необходимую коррозионную стойкость металла [58]

Участок подземного стального трубопровода, потенциал которого смещается относительно стационарного потенциала и к более положительным, и к более отрицательным значениям [58]

Участок подземного стального трубопровода, потенциал которого смещается относительно стационарного потенциала к более отрицательным значениям [58]

Электрохимическая защита стального трубопровода путем смещения потенциала коррозии в сторону отрицательных значений [4], [5]

Металлическое покрытие, имеющее в данной среде электродный потенциал более отрицательный, чем у основного металла [17]

Лакокрасочное покрытие, предназначенное для временной антикоррозионной защиты окрашенной поверхности в процессе производства, транспортирования и хранения изделий [18]

Покрытие, состоящее из включений металлических и неметаллических составляющих [17]

Совокупность свойств (характеристик) грунта, которые влияют на коррозию металла в грунте [4], [5], [58]

Способность металла труб противостоять коррозии в данной коррозионной системе [52]

Разрушение металла труб вследствие химического или электрохимического взаимодействия их с коррозионной средой [53], [4], [5]

Обработка поверхности основного покрываемого металла и (или) покрытия щетками для удаления окислов, загрязнений, уплотнения покрытия или нанесения декоративного штриха [17]

Признаки, определяющие опасность наружной коррозии трубопровода тепловой сети [6], [4]

Признак (совокупность признаков) предельного состояния объекта, установленный нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документацией [10]

Покрытие, получаемое при нанесении на поверхность труб лакокрасочных материалов

Приспособление с рядом полукруглых выемок для укладки труб, которое исключает возможность соприкосновения труб друг с другом и позволяет предотвратить повреждения покрытия при перевозке труб на автомашинах с прицепом [5]

Электрод сравнения, представляющий собой медный стержень, помещенный в насыщенный раствор медного купороса. Это наиболее часто применяемый электрод сравнения для измерения потенциала между подземными металлическими трубопроводами и грунтом [52]

Покрытие, полученное распылением расплавленного металла [17]

Получение покрытия распылением расплавленного металла [17]

Покрытие, состоящее из двух и более последовательно полученных слоев [17]

Свойства объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования

Примечание. Надежность является комплексным свойством, которое в зависимости от назначения объекта и условий его применения может включать безотказность, долговечность, ремонтопригодность и сохраняемость или определенное сочетание этих свойств [10]

Нанесение лакокрасочного материала на окрашиваемую поверхность [18]

- (пояснения не требует [16])

- (пояснения не требует [16])

- (пояснения не требует [16])

Обработка основного покрываемого металла и (или) покрытия химическим или электрохимическим способом, в результате которой на его поверхности образуется пассивная пленка [17]

Получение покрытия распылением плазменной струей расплавленного металла [17]

- (пояснения не требует [17])

Тепловая изоляция на трубопроводе, проложенном в непроходном канале с воздушным зазором между поверхностью изоляции и стенками канала [5]

Каждый из слоев многослойного покрытия, расположенный под внешним слоем покрытия [17]

Слой или несколько слоев материала, искусственно полученных на покрываемой поверхности [17]

Технологический процесс, включающий операции подготовки окрашиваемой поверхности, окрашивания и сушки [18]

Концентрации, которые при ежедневной (кроме выходных дней) работе в течение 8 ч или другой продолжительности, но не более 41 ч в неделю, в течение всего рабочего стажа не могут вызвать заболеваний или отклонений в состоянии здоровья, обнаруживаемых современными методами исследований, в процессе работы или в отдаленные сроки жизни настоящего или последующих поколений [46]

Состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно [10]

Обработка покрытия заполнением пор веществом, не взаимодействующим химически с материалом покрытия [17]

Пространство, ограниченное по высоте 2 м над уровнем пола или площадки, на которых находятся места постоянного (временного) пребывания работающих [46]

Летучая жидкость одно- или многокомпонентная, которая, не являясь растворителем для пленкообразующего, может быть использована в сочетании с растворителем, не вызывая нежелательных эффектов [16]

Летучая жидкость одно- или многокомпонентная, которая, добавляется в продукт для снижения вязкости [16]

Напряжение между трубой и электродом сравнения, находящимися в грунте [58]

Жидкость одно- или многокомпонентная, летучая в условиях сушки, в которой пленкообразующее полностью растворяется [16]

Максимальная температура горячей воды или пара в трубопроводе или его фасонной детали [11]

Срок службы в календарных годах со дня ввода в эксплуатацию, по истечении которого следует провести экспертное обследование технического состояния трубопровода, с целью определения допустимости, параметров и условий дальнейшей эксплуатации трубопровода или необходимости его демонтажа[11] (устанавливается проектными организациями)

Неразъемное соединение деталей, выполненное сваркой и включающее в себя шов и зону термического влияния [24]

Покрытие, получаемое на поверхности трубопровода путем расплавления неметаллического порошка, состоящего преимущественно из силикатных продуктов

Значение изменения разности потенциалов между трубой и электродом сравнения до и после воздействия внешнего источника тока [4], [5]

Способность слоев лакокрасочного материала образовывать покрытие [18]

Календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации объекта или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние [10]

Срок, в течение которого лакокрасочное покрытие сохраняет заданные свойства [18]

Процесс необратимого изменения строения и (или) состава лакокрасочного покрытия, происходящий с течением времени [18]

Приложение И

Рекомендации по применению средств ЭХЗ от наружной коррозии трубопроводов действующих тепловых сетей в зависимости от продолжительности эксплуатации теплопроводов в коррозионноопасных условиях

Условный диаметр трубопровода, мм

Первоначальная толщина стенки трубы, мм

Предельная продолжительность эксплуатации теплопроводов в коррозионноопасных условиях, до которой целесообразно применение средств ЭХЗ* , 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 [8], анализа коррозионных повреждений и вызывающих их факторов.

Приложение К

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

Блок пластин-индикаторов БПИ-1 для инструментального контроля эффективности ЭХЗ трубопроводов тепловых сетей канальной прокладки

1 - монтажная диэлектрическая пластина из фторпласта; 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.

Рис. К.1

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

Схемы установки блоков пластин-индикаторов БПИ-1 на трубопроводах

а — зона установки блоков пластин-индикаторов;

б — варианты зон установки блоков пластин-индикаторов на подающем и обратном 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

Рис. К.2

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.

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

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

1.4 Составляют протокол на установку БПИ-1 с указанием: