Типовая инструкция по защите трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии

- 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.

1.5 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.

1.6 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.

1.7 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.

1.8 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.

1.9 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.

1.10 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 200x150x80 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.

1.11 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.

1.12 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 (К.1):

₍₁₎ = _(1)исх - _(1)ост, мм (К.1)

1.13 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 (К.2):

₍₂₎ = _(2)исх - _(2)ост, мм (K.2)

1.14 Вычисляют максимальную глубину проникновения коррозии на пластине-индикаторе 2 по формуле (К.3):

L_(2)макс = ₍₂₎ + L_{(2)макс.изм}, мм (К.3)

где L_{(2)макс.изм} - измеренная величина глубины проникновения коррозии с помощью глубиномера относительно _(2)ост, мм.

1.15 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:

₍₃₎ = _(3)исх - _(3)ост, мм (К.4)

1.16 Вычисляют максимальную глубину проникновения коррозии на пластине-индикаторе 3 по формуле (К.З):

L_(3)макс = ₍₃₎ + L_{(3)макс.изм}, мм (К.5)

где L_{(3)макс.изм} - измеренная величина проникновения коррозии с помощью глубиномера относительно _(3)ост, мм.

1.17 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.

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

2 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.

2.1 БПИ-2 (рис. К.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 (рис. К.4), либо на корпусе стационарного медносульфатного электрода сравнения типа ЭСН-МС или ЭНЕС-1 (рис. К.5).

Блок индикаторов БПИ-2 (без корпуса)

1 - контрольная пластина; 2 - пластина-индикатор; 3 - контрольные проводники; 4 - указатель толщины пластины-индикатора.

Рис. К3

2.2 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. К.4 и рис. К.5. Электроперемычка между контрольными проводниками от трубопровода (клемма «Т») и от контрольных пластин размыкается лишь на период измерений потенциала трубопровода.

Схема контроля электропроводимости индикаторов при установке блока индикаторов БПИ-2 на поверхности трубопровода

1 - блок индикаторов; 2 - крепежный хомут; 3 - защитная трубка; 4 - клеммник;

5 - контрольные проводники от трубопровода, контрольной пластины блока индикаторов, пластин-индикаторов; 6 - омметр.

Рис. К.4

2.3 Методика измерений на месте установки БПИ-2 сводится к определению электросопротивления в цепях «индикаторы - трубопровод» с помощью омметра (например, мультиметра типа 43313.1) и не зависит от способа установки БПИ-2 (на поверхности трубопровода или на корпусе электрода сравнения).

2.4 Порядок измерений:

Подключают измерительные провода к клеммам «КП» и «03».

Устанавливают переключатель мультиметра в положение, соответствующее измерению сопротивления в диапазоне 0-200 Ом.

Схема контроля электропроводимости индикаторов и измерения потенциала трубопровода при установке блока индикаторов БПИ-2 на стационарном электроде сравнения

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

Рис. К.5

Подключают измерительные провода к гнездам мультиметра для измерений электросопротивления, например: V/C и */ ИЭ в приборе 43313.1.

Включает мультиметр, например, 43313.1 - нажатием кнопки 1/0. При этом на ЦОУ (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.

2.5 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.

2.6 Определение скорости коррозии (К) после фиксации коррозионного разрушения пластины-индикатора производится по формуле (К.6):

К  (365 · ) / , мм/год (К.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.

2.7 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.

Приложение Л

Примерные расчетные схемы размещения и количества магниевых протекторов стержневого типа в сечении трубопровода

Д_н, мм

Количество протекторов

Примечание

При затоплении трубопровода до осевой линии

При полном затоплении трубопровода

426

530

3

4

На поверхности трубопровода с защитным диэлектрическим покрытием

630

720

3

5

530

3

5

На поверхности трубопровода без защитного покрытия

630

720

3

7

530

630

2

6

На поверхности изоляционной конструкции трубопровода без защитного покрытия

720

820

4

8

Рис. Л.1

Примечание. Полный альбом расчетных схем смотри в «Типовом проекте по электрохимической защите от наружной коррозии на локальных участках» (СКТБ ВКТ филиал АО «Мосэнерго»)

Приложение М

Рекомендации по определению расчетным методом параметров ЭХЗ вновь сооружаемых и реконструируемых тепловых сетей канальной и бесканальной прокладок при совместной защите подземных сооружений различного назначения

1 При определении параметров ЭХЗ за основной расчетный параметр принимается средняя плотность защитного тока, представляющая собой отношение значения тока защитной установки к суммарной поверхности трубопроводов, защищаемых данной установкой.

2 Исходными данными для расчета параметров катодной защиты являются технические характеристики (диаметр, протяженность) защищаемых подземных сооружений, а также удельное электрическое сопротивление грунта по трассе вновь сооружаемых тепловых сетей.

3 Площадь поверхности (м²) каждого из трубопроводов, которые имеют между собой соединения, обеспечивающие электрический контакт, либо соединяемые специальными перемычками, определяется по формуле:

, мм² (М.1)

где d_i - диаметр трубопровода, мм;

l_i - длина участка трубопровода, имеющего диаметр d_i, м.

По формуле (М.1) определяют площади поверхности трубопроводов тепловых сетей, проложенных в каналах, S_теп, газопроводов S_г, водопроводов S_в. Поверхность трубопроводов тепловых сетей бесканальной прокладки суммируется с поверхностью водопроводов, поэтому здесь и ниже величина S_теп относится к действующим трубопроводам тепловых сетей канальной прокладки.

Суммарная площадь поверхности всех совместно защищаемых трубопроводов, в т.ч. вновь сооружаемых (или реконструируемых трубопроводов тепловых сетей бесканальной прокладки), электрически связанных между собой, равна:

(M.2)

4 Доля поверхности каждого из трубопроводов в общей массе подземных сооружений, %, определяется по формулам:

трубопроводов тепловых сетей

; (М.3)

водопроводов

; (М.4)

газопроводов

; (М.5)

5 Плотность поверхности каждого из сооружений, приходящуюся на единицу поверхности территории (зоны защиты), м²/га, определяется по формулам:

трубопроводов тепловых сетей

; (М.6)

газопроводов

; (М.7)

водопроводов

; (М.8)

где S_тер - площадь территории, занимаемой защищаемыми сооружениями, га.

6 Средняя плотность тока, необходимая для защиты трубопроводов, определяется по формуле:

j = 30 - (100в + 128с + 34d + 3е + 0,6f + 5) · 10^-3, мА/м², (М.9)

где  - удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м.

7 Если значение средней плотности защитного тока, полученное по формуле (М.9), менее 10 мА, то в дальнейших расчетах следует принимать j = 10 мА/м².