А.4 Возможность опасного влияния блуждающего постоянного тока на действующие подземные стальные трубопроводы тепловых сетей определяется по наличию изменяющегося по знаку и по величине смещения потенциала трубопровода по отношению к его стационарному потенциалу (знакопеременная зона) или по наличию только положительного смещения потенциала, изменяющегося по величине (анодная зона). Для вновь сооружаемых теплопроводов оно определяется по наличию блуждающих токов в земле. Стационарный потенциал трубопровода - это разность потенциалов между трубопроводом и неполяризующимся электродом сравнения при отсутствии блуждающих токов и поляризации от внешних источников тока. А.5 Возможность опасного влияния переменного тока на стальные подземные трубопроводы тепловых сетей определяется по смещению среднего значения потенциала трубопровода в отрицательную сторону не менее, чем на 10 мВ, по отношению к стационарному потенциалу, либо по наличию переменного тока плотностью более 1 мА/см2 (10 А/м2) на вспомогательном электроде. А.6 Определение коррозионной агрессивности грунтов в полевых и лабораторных условиях А.6.1 Измерения УЭС грунта производятся для выявления участков трассы тепловых сетей бесканальной прокладки в грунте с высокой коррозионной агрессивностью, а также для выбора типа, конструкции и расчета анодного заземлителя при необходимости ЭХЗ (катодной защиты) трубопроводов тепловых сетей. А.6.2 Коррозионная агрессивность грунта по их УЭС определяется в полевых и лабораторных условиях. А.6.3 Измерение УЭС грунта в полевых условиях на действующих тепловых сетях должно производиться вдоль трассы тепловой сети через каждые 100-200 м на расстоянии 2-4 м от ее оси. На трассах вновь сооружаемых тепловых сетей УЭС грунта производится вдоль оси предполагаемой трассы через каждые 100-200 м. А.6.4 Измерение УЭС должно производиться в период отсутствия промерзания грунта на глубине заложения трубопроводов тепловых сетей по четырехэлектродной схеме (рис. 1) с помощью измерителей сопротивления типа М-416, Ф-416, Ф 4103-М1, аппаратуры ГУП "Парсек" или других приборов. В качестве электродов применяют стальные стержни длиной 250-350 мм и диаметром 15-20 мм. Расстояния между смежными электродами принимаются одинаковыми, глубина забивки электродов в грунт должна быть не более 1/20 расстояния между смежными электродами. 1 - стальные электроды; 2 - измерительный прибор. Рисунок А.1- Схема определения удельного электрического сопротивления грунта в полевых условиях А.6.5 УЭС грунта r (Ом×м) вычисляют по формуле:
где R - величина электрического сопротивления, измеренная по прибору, Ом; а - расстояние между смежными электродами, принимаемое равным глубине прокладки трубопроводов, м. Результаты измерения и расчетов заносят в протокол (см. ниже). А.6.6 Для определения УЭС грунта в лабораторных условиях необходимо произвести отбор и обработку проб испытываемого грунта. Пробы грунта отбирают в шурфах, скважинах или траншеях из слоев, расположенных на глубине прокладки трубопроводов, с интервалом 50¸200 м на расстоянии 0,5¸0,7 м от боковой стенки труб. Для пробы берут 1,5¸2,0 кг грунта, удаляя твердые включения размером более 3 мм. Отобранную пробу помещают в полиэтиленовый пакет и снабжают паспортом, в котором указываются номера объекта и пробы, место и глубина отбора пробы. А.6.7 Для определения коррозионной агрессивности грунта по отношению к стали в лабораторных условиях рекомендуется использовать специальные устройства и приборы, например, УЛПК-1 и АКГК. Приборы снабжены инструкцией по эксплуатации, ячейками, электродами, предназначенными для определения УЭС грунта. А.6.8 Определение УЭС грунта в лабораторных условиях проводится по 4-х электродной схеме (рис. 2). Сущность метода в том, что внешние электроды с одинаковой площадью рабочей поверхности S поляризуют током определенной силы J и измеряют падение напряжения U на двух внутренних электродах при расстоянии L между ними. Если измерения проводят на постоянном токе, то используют 3 разных значения силы тока. Сопротивление грунта R рассчитывают по формуле:
Удельное электрическое сопротивление грунта r, Ом×м, вычисляют по формуле:
где R - измеренное сопротивление, Ом; S - площадь поверхности рабочего электрода, м2; L - расстояние между внутренними электродами, м. 1 - измерительная ячейка; 2 - внешние электроды; 3 - внутренние электроды; 4 - прибор для определения УЭС грунта (воды); 5 - клеммник для подключения к прибору соответствующих электродов Рисунок А.2 - Схема установки для определения удельного электрического сопротивления грунта в лабораторных условиях Внешние электроды представляют собой прямоугольные пластины (из углеродистой или нержавеющей стали) с ножкой, к которой крепится или припаивается проводник - токоподвод. Размеры электродов 44´40 мм, где 40 - высота электрода. Одну сторону электродов, которая примыкает к торцевой поверхности ячейки, изолируют. Внутренние электроды изготавливают из медной проволоки или стержня диаметром 1-3 мм и длиной более высоты ячейки. Ячейка выполняется прямоугольной формы, из материала с диэлектрическими свойствами (стекло, фарфор, пластмасса). Внутренние размеры ячейки рекомендуются 100´45´45 мм. Отобранную пробу песчаных грунтов смачивают до полного влагонасыщения, а глинистых грунтов - до достижения мягкопластичного состояния. Если уровень грунтовых вод ниже уровня отбора проб, смачивание проводят дистиллированной водой, а если выше - грунтовой водой. Электроды зачищают шлифовальной шкуркой ГОСТ 6456 зернистостью 40 и менее, обезжиривают ацетоном, промывают дистиллированной водой. Внешние электроды устанавливают вплотную к торцевым поверхностям внутри ячейки. В ячейку укладывают грунт, послойно утрамбовывая его, на высоту меньше высоты ячейки на 4 мм. Затем устанавливают внутренние электроды вертикально, опуская их до дна по центральной линии ячейки на расстоянии 50 мм друг от друга и 25 мм от торцевых стенок ячейки. Измерения при определении УЭС грунта производят в соответствии с инструкцией, прилагаемой к прибору. Результаты заносят в протокол. Протокол определения удельного электрического сопротивления грунта в полевых условиях
А.7 Определение наличия блуждающих постоянных токов в земле для вновь сооружаемых трубопроводов тепловых сетей А.7.1 Определение наличия блуждающих постоянных токов по трассе вновь сооружаемых теплопроводов при отсутствии проложенных смежных подземных металлических сооружений следует проводить, измеряя разность потенциалов между двумя точками земли через каждые 1000 м по двум взаимно перпендикулярным направлениям при разносе измерительных электродов на 100 м. Схема измерений приведена на рис. А3. 1 - медносульфатные электроды сравнения; 2 - изолированные проводники; pV - вольтметр; l - расстояние между электродами сравнения Рисунок А.3 - Схема электрических измерений для обнаружения блуждающих токов в земле А.7.2 При наличии подземных металлических сооружений, проложенных вблизи трассы вновь сооружаемых теплопроводов на расстоянии не более 100 м, определение наличия блуждающих токов осуществляется путем измерения разности потенциалов между существующим сооружением и землей с шагом измерений не более 200 м. А.7.3 Для измерения напряжения и силы тока используются показывающие и регистрирующие приборы классом точности не ниже 1,5. Следует применять вольтметры с внутренним сопротивлением не менее 200 кОм/В. Среди рекомендуемых приборов можно указать прибор для измерения параметров установок защиты от коррозии подземных металлических сооружений А.7.4 При измерениях используют переносные МЭС, которые подбирают так, чтобы разность потенциалов между двумя электродами не превышала 10 мВ, что должно быть определено в лабораторных условиях. Переносной медносульфатный электрод сравнения (рис. 4) состоит из неметаллического полого корпуса с пористым дном и навинчивающейся крышкой с укрепленным в ней стержнем из красной меди. В корпус заливают насыщенный раствор медного купороса СuSО4×5Н2О. При сборке переносных медносульфатных электродов необходимо: - очистить медный стержень от загрязнений и окисных пленок либо механически (наждачной бумагой), либо травлением азотной кислотой. После травления стержень тщательно промыть дистиллированной или кипяченой водой. Попадание кислоты в сосуд электрода недопустимо; - залить электрод насыщенным раствором чистого медного купороса в дистиллированной или кипяченой воде с добавлением кристаллов купороса. Заливать электроды следует за сутки до начала измерений. После заливки все электроды установить в один сосуд (стеклянный или эмалированный) с насыщенным раствором медного купороса так, чтобы пористое дно электродов было полностью погружено в раствор. 1 - корпус; 2 - стержень из красной меди; 3 - крышка для крепления стержня; 4 - наконечник проводника; 5 - контактный зажим; 6 - полость, заполняемая насыщенным раствором медного купороса; 7 - нижняя крышка; 8 - пористое дно Рисунок А.4 - Переносной медносульфатный электрод сравнения А.7.5 Измерения в каждом пункте должны проводиться не менее 10 мин с непрерывной регистрацией или с ручной записью результатов через каждые 10 с в протокол. Протокол измерений разности потенциалов при определении наличия постоянных блуждающих токов в земле
Протокол измерений потенциала трубопровода при определении опасности постоянных блуждающих токов для действующих трубопроводов тепловых сетей
В зоне блуждающих токов трамвая с частотой движения 15-20 пар в 1 ч измерения необходимо производить в часы утренней или вечерней пиковой нагрузки электротранспорта. В зоне влияния блуждающих токов электрифицированных железных дорог период измерения должен охватывать пусковые моменты и время прохождения электропоездов в обе стороны между двумя ближайшими станциями. А.7.6 Если наибольший размах колебаний разности потенциалов (между наибольшим и наименьшим ее значениями) превышает 0,04 В, это характеризует наличие блуждающих токов (как в отсутствии, так и при наличии других подземных сооружений, проложенных вблизи трассы вновь сооружаемых теплопроводов). А.8 Определение опасного влияния блуждающего постоянного тока для действующих трубопроводов тепловых сетей А.8.1 Опасное влияние блуждающего постоянного тока выявляют, определяя изменение потенциала трубопровода под действием блуждающего тока по отношению к стационарному потенциалу трубопровода. Измерения выполняются с шагом не более 200 м. А.8.2 Измерения производят в стационарных КИП, оборудованных электродами сравнения длительного действия или на нестационарных КИП, устанавливая электроды сравнения на дне камеры, в шурфах или на поверхности земли на минимально возможном расстоянии (в плане) от трубопроводов. А.8.3 Для проведения измерений используют вольтметры в соответствии с п. 2.3 настоящего Приложения. Положительную клемму измерительного прибора присоединяют к трубопроводу, отрицательную - к электроду сравнения. А.8.4 Режим измерений должен соответствовать условиям, изложенным в п. 2.5 настоящего Приложения. Результаты ручной записи измерений заносят в протокол (см. выше). В тех случаях, когда наибольший размах колебаний потенциала трубопроводов, измеряемого относительно МЭС (разность между наибольшим и наименьшим абсолютными значениями этого потенциала) не превышает 0,04 В, колебания потенциала не характеризуют опасного влияния блуждающих постоянных токов. А.8.5 Стационарный потенциал трубопроводов Uст следует определять при выключенных средствах ЭХЗ путем непрерывного измерения и регистрации разности потенциалов между трубопроводом (подающим или обратным) и МЭС в течение достаточно длительного времени - вплоть до выявления практически не изменяющегося во времени (в пределах 0,04 В) значения потенциала, относящегося к периоду перерыва в движении электрифицированного транспорта, когда блуждающий ток отсутствует (как правило, в ночное время суток). За стационарный потенциал трубопровода принимается среднее значение потенциала при различии измерявшихся значений не более, чем на 40 мВ. При отсутствии возможности измерения стационарного потенциала трубопровода его значение принимают равным минус 0,7 В относительно МЭС. Примечание. При определении опасного влияния блуждающего постоянного тока на теплопроводы канальной прокладки электроды сравнения следует устанавливать в зоне затопления или заиливания канала. А.8.6 Разность между измеренным потенциалом трубопровода и его стационарным потенциалом определяется по формуле:
где Uизм - наименее отрицательная и наиболее положительная за период измерений разность потенциалов между трубопроводом и МЭС. Результат вычислений заносят в протокол (см. выше). Для теплопроводов бесканальной прокладки, проложенных в грунтах c высокой коррозионной агрессивностью, влияние блуждающих токов признается опасным при наличии за период измерений положительного смещения потенциала; в грунтах средней и низкой коррозионной агрессивности влияние блуждающего тока признается опасным при суммарной продолжительности положительных смещений потенциала относительно стационарного потенциала за время измерений в пересчете на сутки более 4 мин/сутки. Для теплопроводов канальной прокладки на участках их затопления или заиливания влияние блуждающих постоянных токов признается опасным при наличии за период измерений положительного смещения потенциала (см. выше). А.9 Определение опасного влияния переменного тока А.9.1 Зоны опасного влияния переменного тока определяют на участках трубопроводов, на которых выявлены значения напряжения переменного тока между трубопроводом и МЭС, превышающие 0,3 В. А.9.2 Смещение потенциала трубопровода, вызываемое переменным током, измеряют на ВЭ относительно переносного МЭС до и после подключения ВЭ к трубопроводу через конденсатор емкостью 4 мкф. ВЭ представляет собой пластину, изготовленную из стали ст.3 размером 25×25 мм, толщиной 1,5-2,0 мм. Примечания. 1 На участке трубопровода, оборудованного ЭХЗ, измерения выполняют при отключенных средствах ЭХЗ. 2. На теплопроводах канальной прокладки опасное влияние переменного тока определяют лишь на участках затопления или заиливания каналов. А.9.3 ВЭ устанавливают в специально подготовленном шурфе, подготовку и установку которого производят в следующем порядке. В намеченном пункте измерений над теплопроводом или в максимальном приближении к нему (в плане) в месте отсутствия дорожного покрытия делают шурф глубиной 300-350 мм и диаметром 180-200 мм. Перед установкой в грунт ВЭ зачищают шлифовальной шкуркой ГОСТ 6456 зернистостью 40 и насухо протирают. Предварительно из взятой со дна шурфа части грунта, контактирующего с ВЭ, должны быть удалены твердые включения размером более 3 мм. На выровненное дно шурфа насыпают слой грунта толщиной 30 мм, на нем укладывают ВЭ рабочей (неизолированной) поверхностью вниз и засыпают его грунтом слоем 60-80 мм от дна шурфа. Грунт над ВЭ утрамбовывают с усилием 3-4 кг на площадь ВЭ. Сверху устанавливают переносной МЭС и засыпают грунтом. При наличии атмосферных осадков предусматривают меры против увлажнения грунта и попадания влаги в шурф. А.9.4 Для проведения измерений собирают схему, приведенную на рис. А.5. Используют вольтметр с входным сопротивлением не менее 1 МОм. Измерения производят в такой последовательности: - измеряют стационарный потенциал ВЭ относительно МЭС через 10 мин после его установки в грунт; - после стабилизации значения стационарного потенциала ВЭ в пределах 1-2 мВ в течение 5 мин подключают ВЭ к трубопроводу по схеме рис. 5 и через 10 мин снимают первое показание вольтметра; - показания непрерывно записывают в память соответствующего измерительного прибора или снимают через 10 с в течение не менее 10 мин. 1 - трубопровод; 2 - датчик потенциала; 3 - переносной медносульфатный электрод сравнения; 4 - шурф; 5 - вольтметр постоянного тока; 6 - конденсатор; 7 - выключатель; 8 - амперметр переменного тока Рисунок А.5 - Схема измерения смещения стационарного потенциала трубопровода под влиянием переменного тока. Среднее смещение потенциала ВЭ за период измерений определяют по компьютерной программе (например, используемой при камеральной работе с прибором ПКИ-02) или по формуле:
где åUi - сумма значений потенциала, измеренного при подключении ВЭ к трубопроводу, мВ; Uст - стационарный потенциал ВЭ; m - общее число измерений. Действие переменного тока признается опасным при среднем значении смещения потенциала в отрицательную сторону не менее, чем на 10 мВ по отношению к стационарному потенциалу. Результаты измерений оформляют в виде протокола Протокол измерений смещения потенциала трубопровода при определении опасного влияния переменного тока
А.9.5 Для дополнительной оценки опасности коррозии стальных трубопроводов под воздействием переменного тока измеряют силу переменного тока ВЭ при подключении его к трубопроводу. Для этой цели в цепи ВЭ - конденсатор - трубопровод дополнительно включают амперметр переменного тока с пределами измерений от 0,01 мА (1×10-5 А) (рис. 5). После подключения ВЭ к трубопроводу измеряют силу переменного тока в течение 10 мин через каждые 10-20 с с записью в протокол. Протокол измерений плотности переменного тока при определении опасного влияния переменного тока
Среднюю плотность переменного тока рассчитывают по формуле:
где J - среднее значение силы переменного тока за время измерений, мВ; 6,25 - площадь ВЭ, см2. Действие переменного тока признается опасным при средней плотности тока более 1 мА/см2 (10 А/м2). При использовании мультиметров, позволяющих измерять напряжение и силу тока, допускается сначала измерить смещение потенциала ВЭ по п. 3.4 настоящего Приложения, а затем, включив прибор в цепь в качестве амперметра, измерить силу переменного тока на ВЭ. При наличии амперметра и вольтметра одновременно измеряют смещение потенциала ВЭ и силу переменного тока после присоединения ВЭ к трубопроводу. Приложение Б
|
Наименование защитного покрытия |
Вид покрытия |
Структура покрытия по слоям. ГОСТ, ТУ на материалы и изделия (см. Прил. 10) |
Общая толщина, мм |
Степень очистки |
Способ прокладки. Вид теплоносителя |
Вид тепловой изоляции |
Максимально допустимая температура теплоносителя, °С |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1. Органосиликатное покрытие ОС-51-03 (с термообработкой)* |
Лакокрасочное |
Три слоя органосиликатной краски ОС-51-03. |
0,25-0,30 |
Первая и вторая |
Подземная в непроходных каналах. |
Все виды подвесной тепловой изоляции |
180 |
|
|
ТУ 84-725-83 |
|
|
Вода |
|
|
|
|
Термообработка при температуре 200 °С |
|
|
|
|
|
2. Органосиликатное покрытие ОС-51-03 с отвердителем |
Лакокрасочное |
Четыре слоя органосиликатной краски ОС-51-03 |
0,45 |
Первая и вторая |
Подземная в непроходных каналах. |
Все виды подвесной тепловой изоляции |
150 |
|
|
(ТУ 84-725-83) с отвердителем (естественная сушка) |
|
|
Вода |
|
|
3. Эпоксидное покрытие ЭП-969 |
Лакокрасочное |
Три покровных слоя эпоксидной эмали ЭП-969. |
0,1 |
Вторая |
Подземная в непроходных каналах. |
Все виды подвесной тепловой изоляции |
150 |
|
|
ТУ 6-10-1985-84 |
|
|
Вода |
|
|
4. Кремнийорганическое покрытие КО* |
Лакокрасочное |
Три покровных слоя покрытия из кремнийорганической композиции КО с отвердителем (естественная сушка). |
0,25 |
Вторая |
Подземная в непроходных каналах. |
Все виды подвесной тепловой изоляции |
150 |
|
|
ТУ 88.УССР.0.88.001-91 |
|
|
Вода |
|
|
5. Комплексное полиуретановое покрытие "Вектор" |
Лакокрасочное |
Два грунтовочных слоя мастики "Вектор 1236" |
не менее 0,13 |
Вторая и третья |
Подземная в каналах всех типов, в технических подпольях, бесканальная, надземная. |
Все виды тепловой изоляции |
150 |
|
|
ТУ 5775-002-17045751-99. |
|
|
Вода |
|
|
|
|
Один покровный слой мастики "Вектор 1214" |
|
|
|
|
|
|
|
ТУ 5775-003-17045751-99 (см. примеч. 3) |
|
|
|
|
|
6. Силикатноэмалевое покрытие из безгрунтовой эмали 155Т* |
Силикатноэмалевое |
Два слоя эмали 155Т. ТУ 88-106-86 БССР (гранулят стеклоэмали безгрунтовой марки 155Т БССР), (ТУ 1390-001-01297858-96) |
0,5-0,6 |
Первая |
Подземная в непроходных каналах; подземная бесканальная. |
Все виды тепловой изоляции |
300 |
Вода и пар |
|||||||
7. Силикатноэмалевое покрытие из эмали МК-5* |
Силикатноэмалевое |
Два слоя покровной эмали МК-5. |
0,5-0,6 |
Первая |
Подземная в непроходных каналах; подземная бесканальная. |
Все виды тепловой изоляции |
300 |
|
|
ТУ 2367-002-05282012-2000 |
|
|
Вода и пар |
|
|
8. Металлизационное алюминиевое покрытие* |
Металлизационное |
Два покровных слоя металлизационного алюминиевого покрытия. |
0,25-0,30 |
Первая |
Подземная в непроходных каналах и в тоннелях, подземная бесканальная; по стенам снаружи зданий, в технических подпольях. |
Все виды тепловой изоляции |
150 |
|
|
ГОСТ 9.304 |
|
|
Вода |
|
|
9. Алюмокерамическое покрытие* |
Металлизационное |
Один слой покрытия плазменного нанесения из смеси порошков алюминия - ПА-4 (или ПА-3) ГОСТ 6058 - 85% (по массе) и ильменитового концентрата |
0,2-0,3 |
Первая |
Подземная в непроходных каналах; подземная бесканальная. |
Все виды тепловой изоляции |
300 |
|
|
ТУ 48-4236-91 - 15% |
|
|
Вода и пар |
|
|
Примечания к таблице
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.
4. Графа 5 таблицы - согласно ГОСТ 9.402 :
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.
Приложение В
(справочное)
АКТ
приемки защитного антикоррозионного покрытия
г.
___________________ " _____ " ________________ 200 __ года
Объект
______________________________________________________________________
Комиссия в
составе представителей:
строительно-монтажной
организации ____________________________________________
_____________________________________________________________________________
(наименование организации,
должность, инициалы, фамилия)
Заказчика
____________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________
(наименование организации,
должность, инициалы, фамилия)
Генерального
подрядчика _______________________________________________________
_____________________________________________________________________________
(наименование организации,
должность, инициалы, фамилия)
составила
настоящий акт о нижеследующем:
1.
__________________________________________________________________________
(наименование сооружения,
строительных конструкций, их краткая техническая характеристика)
2.
__________________________________________________________________________
(описание выполненного
защитного покрытия)
3. Объем
выполненных работ ___________________________________________________
4. Дата
начала работ __________________________________________________________
5. Дата
окончания работ _______________________________________________________
Работы
выполнены в соответствии с ППР, технологической инструкцией по нанесению
покрытия и отвечают требованиям их приемки. Документация на покрытие
представлена в полном (неполном) объеме.
__________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
Качество выполненных работ:
Толщина
антикоррозионного покрытия на трубопроводе
Подающий
___________________________________________________________________
Обратный
____________________________________________________________________
Адгезия
антикоррозионного покрытия к металлу трубопровода
Подающий
___________________________________________________________________
Обратный
____________________________________________________________________
Сплошность
антикоррозионного покрытия
Подающий
___________________________________________________________________
Обратный
____________________________________________________________________
Видимые
дефекты антикоррозионного покрытия на трубопроводе
Подающий
___________________________________________________________________
Обратный
____________________________________________________________________
Качество
антикоррозионного покрытия на трубопроводе проверил ____________________
_____________________________________________________________________________
(ФИО, должность)
Представитель строительно-монтажной
организации ______________________
Представитель Заказчика _______________________
Представитель Генерального подрядчика ______________________
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
г. ___________________ " _____ " ________________ 200 __ годаОбъект ______________________________________________________________________ Комиссия в составе представителей: строительно-монтажной организации ____________________________________________ _____________________________________________________________________________ (наименование организации, должность, инициалы, фамилия) Заказчика ____________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ (наименование организации, должность, инициалы, фамилия) Генерального подрядчика _______________________________________________________ _____________________________________________________________________________ (наименование организации, должность, инициалы, фамилия) составила настоящий акт о нижеследующем: 1. __________________________________________________________________________ (наименование сооружения, строительных конструкций, их краткая техническая характеристика) 2. __________________________________________________________________________ (описание выполненного защитного покрытия) 3. Объем выполненных работ ___________________________________________________ 4. Дата начала работ __________________________________________________________ 5. Дата окончания работ _______________________________________________________
Работы выполнены в соответствии с ППР, технологической инструкцией по нанесению покрытия и отвечают требованиям их приемки. Документация на покрытие представлена в полном (неполном) объеме. __________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ Качество выполненных работ: Толщина антикоррозионного покрытия на трубопроводе Подающий ___________________________________________________________________ Обратный ____________________________________________________________________ Адгезия антикоррозионного покрытия к металлу трубопровода Подающий ___________________________________________________________________ Обратный ____________________________________________________________________ Сплошность антикоррозионного покрытия Подающий ___________________________________________________________________ Обратный ____________________________________________________________________ Видимые дефекты антикоррозионного покрытия на трубопроводе Подающий ___________________________________________________________________ Обратный ____________________________________________________________________ Качество антикоррозионного покрытия на трубопроводе проверил ____________________ _____________________________________________________________________________ (ФИО, должность) Представитель строительно-монтажной организации ______________________ Представитель Заказчика _______________________ Представитель Генерального подрядчика ______________________ 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, °С |
ГОСТ, ОСТ, ТУ на применяемые материалы |
Число нанесенных слоев и их толщина, мм |
Температура, °С, 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 1 м 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 dисх, 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 dост 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):
|
D(1) = d(1)исх - d(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):
|
D(2) = d(2)исх - d(2)ост, мм |
(2) |
Г.14 Вычисляют максимальную глубину проникновения коррозии на пластине-индикаторе 2 по формуле (3):
|
L(2)макс = D(2) + L(2)макс.изм., мм, |
(3) |
где L(2)макс.изм. - измеренная величина глубины проникновения коррозии с помощью глубиномера относительно d(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:
|
D(3) = d(3)исх - d(3)ост, мм |
(4) |
Г.16 Вычисляют максимальную глубину проникновения коррозии на пластине-индикаторе 3 по формуле (5):
|
L(3)макс = D(3) + L(3)макс.изм., мм, |
(5) |
где L(3)макс.изм. - измеренная величина проникновения коррозии с помощью глубиномера относительно d(3)ост., мм.
Г.17 Действие ЭХЗ трубопроводов (при отсутствии отказов в работе ЭХЗ) может быть признано эффективным, если полученные значения D(3) не превышают значения D(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 » (365d)/t, мм/год, |
(6) |
где d - толщина пластины, мм;
t - число суток от момента установки блока индикаторов до первой фиксации разрушения индикаторов, сут.
Примечание. При срабатывании более одной пластины в расчете К принимается d 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.
Приложение Д
(рекомендуемое)
Рекомендации по определению расчетным методом параметров ЭХЗ вновь сооружаемых и реконструируемых тепловых сетей канальной и бесканальной прокладок при совместной защите подземных сооружений различного назначения
Д.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.
Д.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.
Д.3 Площадь поверхности (м2) каждого из трубопроводов, которые имеют между собой соединения, обеспечивающие электрический контакт, либо соединяемые специальными перемычками, определяется по формуле:
|
, |
(1) |
где di - диаметр трубопровода, мм;
li - длина участка трубопровода, имеющего диаметр di, м.
По формуле (1) определяют площади поверхности трубопроводов тепловых сетей, проложенных в каналах, Sтеп, газопроводов Sг, водопроводов Sв. Поверхность трубопроводов тепловых сетей бесканальной прокладки суммируется с поверхностью водопроводов, поэтому здесь и ниже величина Sтеп 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:
|
åS = Sтеп + Sг + Sв, |
(2) |
Д.4 Доля площади поверхности каждого из трубопроводов в общей массе подземных сооружений, %, определяется по формулам:
трубопроводов тепловых сетей
|
; |
(3) |
водопроводов
|
; |
(4) |
газопроводов
|
; |
(5) |
Д.5 Площадь поверхности каждого из сооружений, приходящаяся на единицу поверхности территории (зоны защиты), м2/га, определяется по формулам:
трубопроводов тепловых сетей
|
; |
(6) |
газопроводов
|
; |
(7) |
водопроводов
|
, |
(8) |
где Sтер - площадь территории, занимаемой защищаемыми сооружениями, га.
Д.6 Средняя плотность тока, необходимая для защиты трубопроводов, определяется по формуле:
|
j =30 - (100в + 128с + 34d + 3е + 0,6f + 5r)10-3, мА/м2 |
(9) |
где r - удельное электрическое сопротивление грунта, Ом×м.
Д.7 Если значение средней плотности защитного тока, полученное по формуле (М9), менее 10 мА, то в дальнейших расчетах следует принимать j = 10 мА/м2.
Д.8 Значение суммарного защитного тока, который необходим для обеспечения катодной поляризации подземных сооружений, расположенных в данной зоне, равно:
|
Iзащ = 1,3jåS, А |
(10) |
Д.9 Выбор способа ЭХЗ производится из условий наличия опасности коррозии вновь сооружаемых трубопроводов тепловых сетей бесканальной прокладки и смежных сооружений. При прокладке тепловых сетей в грунтах высокой коррозионной агрессивности и при значительном удалении от рельсовой сети электрифицированного транспорта, работающего на постоянном токе (более 200 м), ЭХЗ целесообразно осуществлять с помощью преобразователей для катодной защиты.
Число преобразователей определяется из соотношения:
|
n = Iзащ/Iпр, |
(11) |
где Iзащ - значение тока защиты, найденное по формуле (10);
Iпр - номинальное значение выходного тока преобразователя, А.
При определении числа преобразователей следует учитывать условия оптимального размещения анодных заземлителей (наличие площадок, удобных для размещения заземлителей), наличие источников питания и т.д.
Д.10 После размещения преобразователей на совмещенном плане необходимо произвести расчет зоны действия каждого из них.
Радиус действия преобразователя определяют по формуле:
|
, м, |
(12) |
где Iпр - ток преобразователя, для которого определяется радиус действия, А;
j - плотность защитного тока, А/м2;
K - удельная плотность подземных сооружений
|
. |
(13) |
Д.11 Если площади окружностей, радиусы которых соответствуют радиусам действия преобразователей (12), а центры находятся в точках размещения АЗ, не охватывают всей необходимой зоны защиты, следует изменить либо места расположения катодных установок, либо значения их токов защиты и вновь выполнить проверку, указанную в п. 5.9.
Д.12 Тип преобразователя для катодной установки выбирается с таким расчетом, чтобы допустимое значение напряжения было на 30% выше расчетного с учетом перспективного развития сети трубопроводов, старения защитных покрытий и АЗ.
Д.13 Выбор оптимальных параметров анодного заземлителя следует производить согласно рекомендациям п. 12.5 настоящего стандарта.
Д.14 В случаях сближения подземных трубопроводов с рельсовой сетью электрифицированных железных дорог, работающих на постоянном токе (на участках с устойчивыми отрицательными потенциалами рельсов относительно земли), или с рельсовой сетью трамвая (имеющей устойчивый отрицательный или знакопеременный потенциал), применяется усиленный автоматический электродренаж.
Д.15 Радиус действия одного усиленного дренажа может быть ориентировочно определен по формуле:
|
,м, |
(14) |
где Iдр - среднее значение тока усиленного дренажа, А;
j - плотность защитного тока, А/м2;
K - удельная плотность подземных сооружений, определяемая по формуле (13).
Д.16 Ток электродренажа определяется по формуле:
|
, А, |
(15) |
где Uдр - номинальное напряжение на выходе дренажной установки, В;
Rкаб - сопротивление дренажного кабеля, Ом;
0,05 - входное сопротивление защищаемых трубопроводов, Ом.
Д.17 Участки трубопроводов за пределами радиуса действия усиленного дренажа защищаются с помощью преобразователей для катодной защиты.
Приложение Ж
(рекомендуемое)
Расчетные схемы размещения и количества магниевых протекторов
Рисунок Ж.1 - Примерные расчетные схемы размещения и количества магниевых протекторов стержневого типа в сечении трубопровода
Приложение И
(рекомендуемое)
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* t, 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
Условный диаметр трубопровода, мм |
Первоначальная толщина стенки трубы, мм |
Предельная продолжительность эксплуатации теплопроводов в коррозионноопасных условиях, до которой целесообразно применение средств ЭХЗ* t, 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 |
_____________
*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.
Допускается корректировка t в сторону увеличения или уменьшения с учетом коррозионного состояния трубопроводов при условии проведения их технического освидетельствования, анализа коррозионных повреждений и вызывающих их факторов.
Приложение К
(справочное)
Технические характеристики токопроводящих эластомеров
1.2 Таблица К.1 - Технические характеристики токопроводящих эластомеров для распределенных анодных заземлителей
1.1.1 Наименование параметров |
1.1.2 Тип электрода |
|||
электрод штыревого типа ЭР-1 |
электрод кабельного типа ЭР-5 |
электрод кабельного типа ПАР-Т |
электрод кабельного типа ЭР-6М |
|
Допускаемая токовая нагрузка, А |
0,5-0,8 на 1 электрод |
0,7-0,9 на 1 п.м. |
0,15 на 1 п.м |
0,4 на 1 п.м. |
Длина, м |
1,67 |
56 |
150 |
120 |
Диаметр, мм |
47 |
45 |
40-50 |
40 |
Температурный диапазон эксплуатации, °С |
-20/+50 |
-20/+50 |
-30/+90 |
-30/+50 |
1.2 Таблица К.2 - Технические характеристики электродов из ферросилидов для анодных заземлителей
1.2.1 Наименование параметров |
1.2.2 Тип электрода анодного заземлителя |
|
1.2.3 АЗМ-ЗХ |
8.2.4 ЭЖК-1000 |
|
Максимальный рабочий ток на 1 электрод, А |
5 |
5 |
Длина электрода, м |
1,5 |
1,0 |
Диаметр, мм |
65 |
65 |
Масса, кг |
35 |
23 |
Таблица К.3 - Технические характеристики электродов из высокоэлектро-проводного эбонита
Наименование параметров |
Тип электрода |
Примечание |
ЭПР (электрод пластинчатый резиновый) |
||
Длина электрода, м |
0,5 и 1,5 |
Электроды могут изготавливаться в виде гирлянд, в каждой из которых должно содержаться по три электрода, соединенных между собой гибкими изолированными электроперемычками длиной: |
Ширина электрода, м |
0,16 |
|
Допускаемая токовая нагрузка, А |
0,5 и 1,5 |
|
Температурный диапазон эксплуатации, °С |
65-75 |
|
|
|
1,0 м-при расположении в камере |
|
|
1,5 м- при расположении в канал |
Приложение Л
(рекомендуемое)
Схема размещения в тепловом канале распределенных анодных заземлителей
1 - электроды АЗ стержневого типа; 2 - вспомогательные электроды; 3 - трубопровод;
4 - распределительный кабель; 5 - КИП у станции катодной защиты; 6 - электроперемычка; 7 - станция катодной защиты (преобразователь); 8 - КИП; 9 - уровень затопления канала;
10 - диэлектрические опоры.
Рисунок Л.1 - Схема размещения в тепловом канале распределенных анодных заземлителей стержневого типа, расположенных перпендикулярно оси трубопроводов
1 - электроды АЗ*; 2 - вспомогательные электроды; 3 - трубопровод; 4 - распределительный кабель; 5 - КИП у станции катодной защиты (СКЗ); 6 - электроперемычка; 7 - СКЗ (преобразователь); 8 - КИП; 9 - уровень затопления канала; 10 - диэлектрические опоры;
11 - электроперемычка между электродами АЗ
Рисунок Л.2 - Схема размещения в тепловом канале распределенных анодных заземлителей катодного типа из токопроводящих эластомеров или стальных трубопроводов
1 - электроды АЗ стержневого типа*; 2 - вспомогательный электрод; 3 - трубопровод;
4 - распределительный кабель; 5 - КИП у станции катодной защиты; 6 - электроперемычка; 7 - станция катодной защиты (преобразователь); 8 - КИП; 9 - уровень затопления канала: 10 - диэлектрические опоры.
_____________
* Количество секций электродов в сечении канала, и их расположение определяется расчетным методом.
Рисунок Л.3 - Схема размещения в тепловом канале распределенных анодных заземлителей стержневого типа из ферросилидов, укладываемых вдоль канала.
Приложение М
(рекомендуемое)
Схема размещения протекторов в тепловом канале
1 - магниевые протекторы; 2 - вспомогательный электрод; 3 - трубопровод;
4 - распределительный кабель; 5 - КИП; 6 - электроперемычка; 7 - магниевые протекторы стержневого типа; 8 - диэлектрические опоры
Рисунок М.1 - Схема размещения протекторов в тепловом канале
Приложение Н
(справочное)
Технические характеристики протекторов
Таблица Н.1
Технические характеристики протекторов из магниевых сплавов без активатора
Тип протектора |
1.2.4.1.1 Габаритные размеры, мм |
Место расположения |
Масса, кг |
|
В сечении |
Длина |
|||
1.3 ПМ-5 |
75´100 |
500 |
В каналах и камерах |
5,0 |
ПМ-10 |
100´130 |
600 |
В каналах и камерах |
10,0 |
ПМ-20 |
155´175 |
610 |
В каналах и камерах |
20,0 |
ПМ-2,7 |
50´55 |
540 |
В каналах, камерах и футлярах |
2,68 |
Таблица Н.2
Технические характеристики протекторов из магниевых сплавов без активатора
Тип протектора |
Габаритные размеры, мм |
Масса, кг |
Место расположения |
|
диаметр |
длина |
|||
ПМ-5у |
165±4 |
580 |
16,0 |
В каналах и камерах |
ПМ-10у |
200±4 |
700 |
30,0 |
В каналах и камерах |
ПМ-20у |
270±4 |
710 |
60,0 |
В каналах и камерах |
Приложение П
(справочное)
Стационарные медносульфатные электроды длительного действия
Стационарные медносульфатные электроды длительного действия типа ЭНЕС и ЭСН-МС (рисунок П.1) состоят из пластмассового корпуса 1, заполненного в заводских условиях электролитом 2, незамерзающим при температуре окружающей среды до минус 40 °С, медного стержня 3, ионообменной мембраны 4 (одной или двух) с защитной сеткой 5, предохранительной трубки 6 с проводниками 7 от медного стержня 3 и наконечников 9. Электроды оснащены датчиком потенциала 8, представляющим собой пластину из ст.3 размером 25´25 мм, вмонтированную в пластмассовое гнездо, закрепленное на корпусе электрода.
Основные параметры и размеры электрода ЭНЕС и ЭСН-МС следующие:
Переходное электрическое сопротивление электрода, кОм, в пределах |
0,2 ¸ 15 |
Потенциал по отношению к хлорсеребряному электроду, мВ |
120 ± 30 |
Диаметр корпуса внутренний, мм, не более |
83 |
Количество электролита в корпусе, см3 |
290 ¸ 300 |
Длина проводников, мм |
2000 ¸ 3000 |
Масса электрода полная, кг, не более |
0,65 |
Таблица П.1
Состав незамерзающего электролита для заполнения электродов ЭНЕС и ЭСН-МС
Обозначение документа |
Наименование составной части, единица измерения |
Величина |
|
Вода дистиллированная, см3 |
200±3 |
ГОСТ 4165-78* |
Медь сернокислая хч или чда, растворяемая в воде, г |
65±1,5 |
|
Сухой порошок сернокислой меди, г |
30±1,5 |
Этиленгликоль первого или высшего сорта, см3 |
100,0±1,5 |
1 - корпус; 2 - электролит; 3 - стержень из красной меди; 4 - ионообменная мембрана;
5 - защитная сетка; 6 - предохранительная трубка; 7 - проводники; 8 - датчик потенциала;
9 - наконечники
Примечание. При контроле эффективности ЭХЗ трубопроводов тепловых сетей датчик потенциала не используется.
Рисунок П.1 - Стационарный медносульфатный электрод сравнения типа
ЭСН-МС или ЭНЕС-1
Приложение Р
(рекомендуемое)
Рекомендуемые формы приемо-сдаточной документации
АКТ
приемки строительно-монтажных работ
_______________________ "___" __________ 200 __г. (регион) По адресу ___________________________________________________________________. Работы выполнены по проекту _________________________________________________. (наименование организации и № проекта) Мы, нижеподписавшиеся: От Заказчика _______________________________________________________________ (должность, фамилия) От эксплуатирующей организации _______________________________________________ (должность, фамилия) От строительной организации __________________________________________________ (должность, фамилия) От технического надзора ______________________________________________________ (должность, фамилия) От проектной организации ____________________________________________________ (должность, фамилия) составили настоящий акт в том, что______________________________________________ ___________________________________________ выполнены в соответствии с проектом. Комиссии были предъявлены следующие узлы строительно-монтажных работ: 1. Кабельные прокладки а) кабель от преобразователя до АЗ марки ______________ уложен в траншее на глубине _______ м, длиной __________ м и защищен ______________________________________ ____________________________________________________________________________ (покрыт кирпичом, в трубах и т.д.) По стене здания_______________________________________________________________ (способ прокладки, марка кабеля и длина) В подвале здания _____________________________________________________________ (способ прокладки, марка кабеля и длина) б) кабель от преобразователя до КУ марки ______________ уложен в траншее на глубине _______ м, длиной __________ м и защищен ______________________________________ _____________________________________________________________________________ (покрыт кирпичом, в трубах и т.д.) По стене здания ______________________________________________________________ (способ прокладки, марка кабеля и длина) В подвале здания _____________________________________________________________ (способ прокладки, марка кабеля и длина) 2. Анодное заземление Выполнено по чертежу ________________________________________________________ а) электроды заземления выполнены из __________________________________________ (материал, профиль, сечение) длиной __________ м, в количестве __________ шт. ________________________________ (с обсыпкой или без обсыпки) б) внутренний электрод выполнен из _____________________________________________ (материал, профиль, сечение) _____________________________________________________________________________ (наличие активатора или обсыпки) в) общее сопротивление растеканию _____________________________________________ 3. Контактные устройства а) КУ на ___________________ выполнено из _____________________________________ (вид сооружения) _____________________________________________________________________________ (материал, сечение, профиль) По чертежу № ___________. Контакт с защищаемым сооружением осуществлен путем _____________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ Антикоррозионное покрытие на защищаемом сооружении _______________________ _____________________________________________________________________________ б) КУ на ___________________ выполнено из _____________________________________ (вид сооружения) _____________________________________________________________________________ (материал, сечение, профиль) По чертежу № ___________. Контакт с защищаемым сооружением осуществлен путем _____________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ Антикоррозионное покрытие на защищаемом сооружении _______________________ _____________________________________________________________________________ 4. Электромонтажные работы 1. Установка _______________________ питается от сети переменного тока напряжением ____________ В, размещена ____________________________________________________ _____________________________________________________________________________ (место, метод крепления) 2. Электропроводка переменного тока выполнена ___________________________________ ______________________________________________________________________________ (марка, сечение, длина кабеля, провод) Монтаж проводки осуществлен _________________________________________________ (по фасаду, в подвале, в земле и т.д.) Место подключения ___________________________________________________________ Устройство учета эл. энергии ___________________________________________________ 3. Отключающее устройство выполнено __________________________________________ 4. Защитное заземление выполнено по чертежу № __________________________________ 5. Сопротивление растекания защ. заземления _____________________________________ 6. Электромонтажные работы выполнены в соответствии с актом приемки и сдачи электромонтажных работ__________________________________________________________ 5. Прочие устройства _____________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ 6. Замечания по строительно-монтажным работам _____________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ Подписи: От Заказчика _______________________ От эксплуатирующей организации ______________________ От строительной организации __________________________ От технического надзора ______________________________ От проектной организации ____________________________
|
АКТ
приемки и сдачи электромонтажных работ
____________________ "___" _________ 200 __ г. (регион) Заказчик _____________________________________________________________________ Объект ______________________________________________________________________ Комиссия в составе: От Заказчика _________________________________________ (должность, фамилия) От электромонтажной организации _______________________________________________ (должность, фамилия) От эксплуатационной организации _______________________________________________ (должность, фамилия) Произведена проверка и осмотр выполненных работ по _____________________________ _____________________________________________________________________________ 1. К сдаче предъявлено _________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ 2. Электромонтажные работы выполнены по проекту, разработанному и согласованному с Территориальным Управлением "Госэнергонадзора" и "Энергосбыта" ____________________ _____________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ 3. Отступление от проекта ______________________________________________________ _____________________________________________________________________________ 4. Электромонтажные работы выполнены (оценка) _________________________________ 5. Оставшиеся недоделки _______________________________________________________ _____________________________________________________________________________ не препятствуют нормальной эксплуатации и подлежат устранению электромонтажной организацией до _________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ ЗАКЛЮЧЕНИЕ: Электрооборудование, перечисленное в п. № 1 настоящего акта, считать принятым в нормальную эксплуатацию после пуско-наладочных работ. К акту прилагается: 1. Протокол измерения сопротивления изоляции кабелей. 2. Протокол измерения полного сопротивления петли "Фаза-О". 3. Протокол проверки наличия цепи между заземлителями и заземляемыми элементами электрооборудования. 4. Протокол измерения сопротивления растекания тока заземляющих устройств. СДАЛ: ________________________ ПРИНЯЛ___________________________ |
АКТ
приемки в эксплуатацию контактных устройств, потенциалоуравнивающих перемычек и контрольно-измерительных пунктов
(ненужное зачеркнуть)
г. ___________________ "___" __________ 200 __г. Комиссия в составе представителей: От строительной организации ___________________________________________________ (должность, фамилия) От технического надзора ______________________________________________________ (должность, фамилия) От эксплуатационной организации ______________________________________________ (должность, фамилия) произвела осмотр и проверку выполненных работ _________________________________ _____________________________________________________________________________ по адресу ____________________________________________________________________ на трубопроводе ______________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ Работы выполнены по проекту __________________________________________________ В соответствии с типовым чертежом _____________________________________________ Глубина залегания трубопровода ________________________________________________ _____________________________________________________________________________ КУ, ПТ, КИП оборудован ______________________________________________________ (электродом сравнения) ____________________________________________________________________________ Привязки указаны на исполнительном чертеже ____________________________________ _____________________________________________________________________________ Подписи: От строительной организации _________________________ От технического надзора ____________________________ Заключение об исправности сдаваемого сооружения: эксплуатационная организация, проводящая проверку _______________________________ ______________________________________________________________________________ проверка производилась методом ________________________________________________ с помощью прибора ____________________________________________________________ результат проверки_____________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ Должность, Ф.И.О. Подпись Печать "____" ____________ 200 ___г.
|
АКТ
гидравлических и электрических испытаний изолирующих фланцев с условным проходом
Dу - _____________________________________ Испытания изолирующего фланцевого соединения на прочность и плотность "____" _____________ 200 ___ г. проведено гидравлическое испытание изолирующего фланцевого соединения (№ ______) на прочность и плотность давлением _____ МПа с выдержкой 10 мин. с последующим осмотром и измерением падения давления по манометру. При осмотре дефектов, утечек и видимого падения давления по манометру не обнаружено. Изолирующее фланцевое соединение испытание на прочность и плотность выдержало. Производитель работ _______________________________________________ (должность, Ф.И.О., подпись) Представитель ОТК ________________________________________________ (должность, Ф.И.О., подпись) Электрические испытания изолирующего фланцевого соединения (действительны в течение 3-х месяцев) "____" _____________ 200 ___ г. проведены электрические испытания изолирующего фланцевого соединения (№ ______). При испытании в сухом помещении мегомметром типа М-1101 при напряжении 1 кВ короткое замыкание не зафиксировано. Измеренное сопротивление изолирующего фланцевого соединения _____________ Изолирующее фланцевое соединение электрические испытания выдержало. После установки фланца на трубопровод тепловой сети вызвать представителя эксплуатационной организации для приемки. Производитель работ _______________________________________________ (должность, Ф.И.О., подпись) Представитель ОТК ________________________________________________ (должность, Ф.И.О., подпись)
|
Справка
О приемке изолирующего соединения ________________________________________ шт. по __________________________________________________________________________ (адрес) Произведена проверка исправности электроизолирующего соединения по вызову от _____________________________________________________________________________ (наименование организации) Предприятие - изготовитель _____________________________________________________ Установка изолирующего соединения выполнена по проекту № ______________________ _____________________________________________________________________________ (наименование проектной организации) Проверка производилась методом _______________________________________________ с помощью прибора ___________________________________________________________ При приемке представлены следующие документы: а) акты гидравлических и электрических испытаний; б) эскиз трубопровода. Результаты проверки ________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ Заключение__________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ Представитель эксплуатационной организации Должность ______________________ Подпись _________________________________ "____"_________200__г. (Ф.И.О.) |
АКТ
приемки строительно-монтажных работ
гальванической (протекторной) защиты
_______________________ "___" __________ 200 __г. (регион)
Работы по защите _____________________________________________________________ (наименование сооружения) по адресу _______________________________________ выполнялись по проекту №____ (наименование организации, обозначение проекта) Мы, нижеподписавшиеся: От Заказчика _______________________________________________ (должность, фамилия) От эксплуатирующей организации _____________________________________________ (должность, фамилия) От строительной организации _________________________________________________ (должность, фамилия) От технического надзора _____________________________________________________ (должность, фамилия) От проектной организации ___________________________________________________ (должность, фамилия) составили настоящий акт в том, что ______________________________________________ ____________________________________________ выполнены в соответствии с проектом. Комиссии были предъявлены следующие узлы строительно-монтажных работ: 1. Гальванические аноды (протекторы) а) типа _______ длиной _______ мм, массой ______ кг в количестве ________ шт., установлены группами по ______ шт. в каждой. Общее количество групп ____________; б) расстояние между гальваническими анодами (протекторами) в группах _____ м. Расстояние между гальваническими анодами (протекторами) и защищаемым сооружением: в 1-ой группе ____________ м, во 2-ой группе __________ м, в 3-ей группе __________ м. 2. Кабельные прокладки Соединительная магистраль в группах выполнена кабелем ________ сечением ________ м, длиной __________ м и защищена _________________________________________________ (в трубах и т.д.) Проводники от гальванических анодов (протекторов) к общей магистрали выполнены проводом марки ______________, узлы присоединения герметизированы. Места присоединения изолированы от стенок канала _______________________________ _____________________________________________________________________________ (способ изоляции) 3. Контактные устройства Контакт с __________________________________________ выполнен по типовому (вид сооружения) чертежу (нормали) ____________________________________________________________ (обозначение документа) путем _______________________________________________________________________ (сварки, болтового присоединения) 4. Прочие узлы _____________________________________________________________________________ 5. Замечания по строительно-монтажным работам _____________________________________________________________________________
Подписи: От Заказчика _______________________ От эксплуатирующей организации _________________________ От строительной организации _____________________________ От технического надзора _________________________________ От проектной организации _______________________________
|
АКТ
приемки в эксплуатацию установок электрохимической защиты
в районе _____________
г. ___________________ "___" __________ 200 __г.
Комиссия в составе представителей: От Заказчика _________________________________________________________ (должность, фамилия) От строительной организации ___________________________________________ (должность, фамилия) От эксплуатационной организации _______________________________________ (должность, фамилия) От проектной организации ______________________________________________ (должность, фамилия) От технического надзора ______________________________________________ (должность, фамилия) От Госэнергонадзора __________________________________________________ (должность, фамилия) Ознакомившись с технической документацией, установила следующее: 1. Установки ЭХЗ построены по проекту _____________________________________________________________________________ 2. Техдокументация согласована со всеми заинтересованными организациями без замечаний. 3. Характеристика установок ЭХЗ
4. Параметры установок ЭХЗ
5. Замечания по проекту, монтажу, наладке _____________________________________________________________________________ 6. Комиссия постановила принять в эксплуатацию установки ЭХЗ с ________ года. Подписи:
От Заказчика _______________________________ От строительной организации ______________________________ От эксплуатационной организации ________________________ От проектной организации _________________________________ От технического надзора __________________________________ От Госэнергонадзора ______________________________________ |
Приложение С
(рекомендуемое)
Паспорт установки ЭХЗ
Паспорт установки
электрохимической защиты
_______________________________________________________________________
(преобразователь катодной
защиты, преобразователь дренажной защиты)
№
__________________________________
Адрес
____________________________________________________________________
1. Тип
установки ___________________________________________________________
(дата выпуска, заводской
номер)
2. Способ
крепления ________________________________________________________
3. Дата
ввода в эксплуатацию ________________________________________________
4.
Характеристика узлов защиты:
кабель
____________________________________________________________________
(марка, сечение, длина)
анодный
заземлитель _______________________________________________________
(материал, конструкция,
число электродов)
сопротивление
растеканию тока ______________________________________________
место
подключения дренажа _________________________________________________
защитное
заземление _______________________________________________________
прочие
устройства _________________________________________________________
5. Проектные
параметры защиты:
напряжение
источника питания установки _____________________________________
сила
выходного тока ________________________________________________________
выходное
напряжение ______________________________________________________
сопротивление
цепи ________________________________________________________
разность
потенциалов на контактном устройстве КУ:
максимальная
___________________ средняя ___________________________________
срок службы
анодного заземления ____________________________________________
6.
Протяженность защищаемых сооружений ___________________________________
Перечень контрольно-измерительных пунктов
Номер п.п.
Вид контрольно-измерительного пункта
Электрод сравнения
Адрес
Дата установки
Сведения о техническом состоянии
1
2
3
4
5
6
Составил __________________________
" ____
" __________________ 200 ___ г.
Библиография
_______________________________________________________________________ (преобразователь катодной защиты, преобразователь дренажной защиты)
№ __________________________________ Адрес ____________________________________________________________________ 1. Тип установки ___________________________________________________________ (дата выпуска, заводской номер) 2. Способ крепления ________________________________________________________ 3. Дата ввода в эксплуатацию ________________________________________________ 4. Характеристика узлов защиты: кабель ____________________________________________________________________ (марка, сечение, длина) анодный заземлитель _______________________________________________________ (материал, конструкция, число электродов) сопротивление растеканию тока ______________________________________________ место подключения дренажа _________________________________________________ защитное заземление _______________________________________________________ прочие устройства _________________________________________________________ 5. Проектные параметры защиты: напряжение источника питания установки _____________________________________ сила выходного тока ________________________________________________________ выходное напряжение ______________________________________________________ сопротивление цепи ________________________________________________________ разность потенциалов на контактном устройстве КУ: максимальная ___________________ средняя ___________________________________ срок службы анодного заземления ____________________________________________ 6. Протяженность защищаемых сооружений ___________________________________ Перечень контрольно-измерительных пунктов
Составил __________________________ " ____ " __________________ 200 ___ г.
|
Библиография
[1] СНиП 11-01-95. Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений. Приняты и введены в действие постановлением Минстроя России от 30.06.1995 г. № 18-64.
[2] СНиП III-4-80. Правила производства и приемки работ. Техника безопасности в строительстве. УТВЕРЖДЕНЫ постановлением Госстроя СССР от 9 июня 1980 г. № 82.
[3] СП 2.2.2.1327-03. Гигиенические требования к организации технологических процессов, производственному оборудованию и рабочему инструменту. Утв. Главным государственным санитарным врачом РФ 23 мая 2003 г.
Ключевые слова: трубопроводы тепловых сетей, наружная коррозия, защитные противокоррозионные покрытия, устройства электрохимической защиты, технические решения, проектирование и строительство, сдача в эксплуатацию
Содержание
Руководитель организации-разработчика ОАО "ВНИПИэнергопром" наименование организации |
|
|
|
|
|
Генеральный директор должность Руководитель разработки |
В.Г. Семенов инициалы, фамилия |
|
Заместитель генерального директора должность Исполнители: |
В.Н. Папушкин инициалы, фамилия |
|
Заведующий лабораторией должность |
Г.Х. Умеркин инициалы, фамилия |
|
Специалист должность |
Х.А.. Алимов инициалы, фамилия |
|
СОИСПОЛНИТЕЛИ Руководитель организации-соисполнителя |
|
|
ООО "Научно-производственный комплекс Курс-ОТ" наименование организации
|
|
|
Генеральный директор должность Руководитель разработки |
Н.Т. Петрусенко инициалы, фамилия |
|
Ведущий инженер должность Исполнитель |
В.Б. Косачев инициалы, фамилия |
|
Инженер должность |
Д.Н. Крылов инициалы, фамилия |
|
|
|
СТО 17330282.27.060.001-2008 расположен в сборниках: |
Нравится
Твитнуть |