Проектирование и строительство нормативно-методические документы arrow Объекты энергетического комплекса arrow РД 34.20.518-95 Типовая инструкция по защите тепловых сетей от наружной коррозии  
18.06.2018
    
РД 34.20.518-95 Типовая инструкция по защите тепловых сетей от наружной коррозии

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ
«ЕЭС РОССИИ»

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ
ПО ЗАЩИТЕ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ
ОТ НАРУЖНОЙ КОРРОЗИИ

РД 34.20.518-95

СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА ОРГРЭС

Москва 1997

Разработано Акционерным обществом «Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС» и Академией коммунального хозяйства (АКХ) им. К.Д. Памфилова

Исполнители Р.М. Соколов (АО «Фирма ОРГРЭС»), М.А. Сурис (АКХ им. К.Д. Памфилова) и В.М. Левин

Утверждено Департаментом науки и техники РАО «ЕЭС России» 29.06.95 г. Начальник А.П. БЕРСЕНЕВ

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ЗАЩИТЕ
ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ ОТ НАРУЖНОЙ КОРРОЗИИ

РД 34.20.518-95

Вводится в действие

с 01.01.96 г.

Настоящая Типовая инструкция устанавливает порядок применения и эксплуатации антикоррозионных защитных покрытий и устройств электрохимической защиты (ЭХЗ), предназначенных для защиты от наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей, а также порядок приемки и ремонта антикоррозионных защитных покрытий и устройств ЭХЗ тепловых сетей электроэнергетической отрасли.

На основании настоящей Типовой инструкции по усмотрению руководства энергоснабжающих организаций должны быть составлены местные инструкции, учитывающие конкретные условия эксплуатации средств защиты тепловых сетей от наружной коррозии, применяемые методы работы и формы собственности.

Настоящая Типовая инструкция предназначена для персонала предприятий, осуществляющих эксплуатацию тепловых сетей в составе организаций и предприятий электроэнергетической отрасли России, а также может быть использована персоналом, эксплуатирующим тепловые сети, не входящие в эту отрасль, и проектными организациями, имеющими подразделения по проектированию ЭХЗ.

Настоящая Типовая инструкция составлена на основании действующих в электроэнергетической отрасли «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: РД 34.20.501-95» (ПТЭ) (М.: СПО ОРГРЭС, 1996), «Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей» (ПТБ) (М.: СПО ОРГРЭС, 1991), «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ) (М.: Энергоатомиздат, 1985), а также других руководящих документов

С выходом настоящей Типовой инструкции утрачивает силу «Инструкция по защите тепловых сетей от электрохимической коррозии» (М.: Стройиздат, 1975).

1. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО ЗАЩИТЕ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ ОТ НАРУЖНОЙ КОРРОЗИИ

1.1. Для организации и выполнения работ по защите тепловых сетей от наружной и внутренней коррозии на предприятии, эксплуатирующем тепловые сети (ПТС), должно быть организовано специализированное подразделение по защите тепловых сетей от коррозии (ПЗК).

В зависимости от местных условий и производственной необходимости таким подразделением может быть служба, отдел, производственная лаборатория, группа.

1.2. Основными задачами ПЗК при защите тепловых сетей от наружной коррозии1 являются:

контроль коррозионного состояния трубопроводов тепловых сетей;

проведение электрических измерений в полевых и лабораторных условиях для определения коррозионной агрессивности грунтов по трассе тепловой сети2;

________

1 В данной Типовой инструкции вопросы внутренней коррозии тепловых сетей не затрагиваются.

2 Термины и определения приведены в приложении 20.

проведение электрических измерений для определения характера влияния блуждающих токов на трубопроводы тепловых сетей;

проведение наружного осмотра трубопроводов при их техническом освидетельствовании;

участие в проведении плановых и аварийных вскрытий тепловых сетей;

эксплуатационное обслуживание устройств ЭХЗ с проведением регламентных работ в сроки и в объемах, определенных производственными нормативно-техническими документами, разработанными на основании данной Типовой инструкции;

выдача технического задания на проектирование защиты от наружной коррозии действующих, реконструируемых и вновь сооружаемых тепловых сетей;

согласование проектов защиты тепловой сети от наружной коррозии, разработанных проектной организацией;

осуществление технического надзора за строительно-монтажными работами по защите тепловых сетей от наружной коррозии;

участие в пусконаладочных работах устройств ЭХЗ;

приемка в эксплуатацию защитных покрытий и устройств ЭХЗ трубопроводов тепловых сетей;

организация работ по ремонту защитных покрытий и устройств ЭХЗ тепловых сетей с привлечением специализированных подразделений ПТС или сторонних специализированных организаций, имеющих лицензии на проведение соответствующих работ;

регистрация и анализ причин коррозионных повреждений тепловых сетей;

ведение и хранение технической документации по защите тепловых сетей от наружной коррозии.

1.3. Каждое ПЗК должно быть оснащено специальными контрольно-измерительными приборами и аппаратурой, необходимыми для проведения коррозионных измерений в полевых и лабораторных условиях, перечни которых приведены в соответствующих разделах данной Типовой инструкции. На крупных предприятиях рекомендуется иметь специальные передвижные лаборатории по защите подземных сооружений от коррозии.

1.4. Подразделение по защите тепловых сетей от коррозии составляет для специализированной проектной организации, имеющей лицензию, техническое задание на проектирование защиты тепловых сетей от наружной коррозии, а в отдельных случаях самостоятельно разрабатывает проект защиты при наличии лицензии на проведение соответствующих работ.

1.5. Техническое задание на проектирование защиты тепловых сетей от наружной коррозии должно включать следующие данные:

характеристику трубопровода тепловой сети, подлежащего защите: диаметр, способ прокладки, протяженность защищаемого участка, границы защиты, наличие средств ЭХЗ в данном районе (указываются характеристики и зоны действия);

основание для проектирования защиты: наличие коррозионных повреждений (указываются адреса, даты выявления повреждений, причины коррозионных разрушений); сведения о коррозионной активности грунта по трассам трубопроводов тепловой сети (для бесканальных прокладок тепловых сетей); данные электрических измерений (данные сводятся в таблицу и прикладываются к технической характеристике); сведения об установках ЭХЗ;

особые требования к разработке проекта ЭХЗ.

1.6. Запрещается согласование проекта или раздела «Защита от электрохимической коррозии тепловых сетей», не отвечающего требованиям настоящей Типовой инструкции.

1.7. Технический надзор за строительством средств ЭХЗ тепловых сетей осуществляется ПТС в лице ПЗК.

К производству строительно-монтажных работ может привлекаться строительная организация, имеющая соответствующую лицензию. Приступать к строительно-монтажным работам можно только при наличии утвержденной проектной документации на ЭХЗ тепловых сетей.

1.8. Приемка скрытых работ по защите тепловых сетей от наружной коррозии должна осуществляться в процессе производства работ с оформлением акта при обязательном присутствии представителя ПТС (заказчика).

1.9. К моменту окончания строительно-монтажных работ ПТС с установками ЭХЗ должно обеспечить заключение договора на потребление электроэнергии и (при отсутствии возможности обслуживания) передачу на обслуживание электроснабжающей организации силового участка до отключающего устройства на установке ЭХЗ.

1.10. После выполнения строительно-монтажных работ и проверки документации ПТС как заказчик средств защиты тепловых сетей от наружной коррозии созывают комиссию для приемки строительно-монтажных работ.

1.11. Строительная организация должна передать ПТС исполнительно-техническую документацию и оформленный акт на приемку строительно-монтажных работ по защите тепловых сетей от наружной коррозии.

1.12. Все проектные, строительно-монтажные, пусконаладочные работы по защите тепловых сетей от наружной коррозии и связанные с ними электрические измерения должны выполняться организациями, имеющими соответствующие лицензии.

2. КРИТЕРИИ ОПАСНОСТИ НАРУЖНОЙ КОРРОЗИИ ТРУБОПРОВОДОВ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

2.1. Критерии опасности коррозии трубопроводов тепловых сетей обусловлены способом их прокладки.

Для тепловых сетей бесканальной прокладки критериями опасности коррозии являются:

высокая коррозионная агрессивность грунтов;

опасное влияние постоянного и переменного блуждающих токов.

Критерием опасности коррозии для тепловых сетей канальной прокладки является наличие воды в канале или занос канала грунтом, когда вода или грунт достигают изоляционной конструкции.

Увлажнение теплоизоляционной конструкции капельной влагой, достигающей поверхности труб, также является критерием опасности наружной коррозии.

Примечание. Опасное действие постоянного и переменного блуждающих токов (при наличии воды в канале или грунта, которые достигают изоляционной конструкции) увеличивает скорость коррозии наружной поверхности трубопроводов, контактирующей с водой или грунтом в канале.

2.2. Коррозионная агрессивность грунта по отношению к углеродистой и низколегированной стали, из которой изготавливаются трубы тепловых сетей, характеризуется значением удельного электрического сопротивления грунта (УЭС) и оценивается в соответствии с табл. 1.

Таблица 1

Коррозионная агрессивность грунта по отношению к углеродистой и низколегированной стали

Коррозионная агрессивность грунта

Удельное электрическое сопротивление грунта, Ом м

Низкая

Св. 50

Средняя

От 20 до 50

Высокая

До 20

2.3. Опасным влиянием постоянных блуждающих токов на подземные тепловые сети считается наличие знакопеременного (знакопеременная зона) или изменяющегося во времени смещения разности потенциалов между трубопроводами тепловых сетей и электродом сравнения от стационарного потенциала (см. приложение 20) в сторону положительных значений (анодная зона).

2.4. Опасное действие переменного тока на подземные тепловые сети характеризуется смещением среднего значения разности потенциалов между трубопроводами тепловой сети и медносульфатным электродом сравнения в отрицательную сторону не менее чем на 10 мВ по сравнению с разностью потенциалов, измеренной при отсутствии влияния переменного тока.

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПАСНОСТИ НАРУЖНОЙ КОРРОЗИИ

3.1. Для определения опасности наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей должны систематически производиться осмотры трубопроводов подземных тепловых сетей и электрические измерения для определения коррозионной агрессивности грунтов и опасного действия блуждающих токов.

Осмотры и электрические измерения проводятся в целях:

выявления состояния каналов и теплофикационных камер для установления наличия и уровня их затопления водой или заноса грунтом3;

____________

3 Выявление участков затопления и заиливания каналов и оценка интенсивности коррозионных разрушений труб могут осуществляться любыми методами, в том числе путем вскрытий.

оценки интенсивности коррозионных разрушений труб тепловых сетей на участках, где зафиксирована опасность наружной коррозии трубопроводов;

выявления участков тепловых сетей бесканальной прокладки, находящихся в зоне с высокой агрессивностью грунта;

выявления участков тепловых сетей, находящихся в зоне опасного влияния постоянных и переменных блуждающих токов с определением основных источников блуждающих токов;

определения характера влияния установок ЭХЗ смежных подземных сооружений на тепловые сети, а также возможности совместной защиты тепловых сетей и смежных сооружений;

проверки эффективности мероприятий по уменьшению утечки тока с рельсовых путей электрифицированного транспорта, работающего на постоянном токе.

3.2. Электрические измерения в тепловых сетях, находящихся в эксплуатации, должны производиться ПЗК ПТС. К этим работам могут привлекаться также специализированные организации.

3.3. Электрические измерения на трассах вновь сооружаемых и реконструируемых тепловых сетей должны производиться, как правило, организациями, разрабатывающими проект прокладки или реконструкции тепловых сетей, или специализированными организациями, разрабатывающими технические решения по защите тепловых сетей от наружной коррозии.

3.4. Измерения УЭС грунтов производятся по мере необходимости для выявления участков трассы тепловых сетей бесканальной прокладки в грунтах с высокой коррозионной агрессивностью, а также для выбора типа, конструкции и расчета анодного заземлителя при необходимости ЭХЗ (катодной защиты) трубопроводов тепловых сетей.

3.5. Коррозионная агрессивность грунтов по их УЭС может определяться в полевых или лабораторных условиях.

3.6. Измерение УЭС грунтов в полевых условиях на трассах действующих тепловых сетей для определения их коррозионной агрессивности должно производиться вдоль трассы тепловой сети через каждые 100-200 м на расстоянии 2-4 м от ее оси.

На трассах проектируемых тепловых сетей измерение УЭС грунтов производится вдоль оси предполагаемой трассы через каждые 100-200 м.

3.7. Измерение УЭС должно производиться в период отсутствия промерзания грунтов на глубине заложения трубопроводов тепловых сетей по четырехэлектродной схеме (рис. 1), с помощью измерителей сопротивления заземления М-416, Ф-416, МС-08 или других приборов. В качестве электродов применяются стальные стержни длиной 250-350 и диаметром 15-20 мм (технические и метрологические характеристики приборов даны в приложении 1).

Рис. 1. Схема определения удельного электрического сопротивления грунта:

1 - стальной электрод, 2 - измерительный прибор

Расстояния между смежными электродами принимаются одинаковыми, глубина забивки электродов в грунт должна быть не более 1/20 расстояния между смежными электродами

3.8. Удельное электрическое сопротивление грунта r (Ом×м) вычисляется по формуле

r = 2pRа,                                                                       (1)

где R - измеренное по прибору элегическое сопротивление, Ом;

а - расстояние между смежными электродами, принимаемое равным глубине прокладки трубопроводов, м.

Результаты измерений и расчетов заносятся в протокол (форма 1 приложения 2).

3.9. Определение коррозионной агрессивности грунтов в лабораторных условиях производится на установке, схема которой приведена на рис. 2, согласно методическим рекомендациям, приведенным в приложении 3. Форма протокола измерения УЭС грунта дана в приложении 4.

3.10. Коррозионные измерения для определения опасного действия блуждающих токов на трубопроводы подземных тепловых сетей должны производиться в зонах влияния блуждающих токов один раз в 6 мес, а также после каждого значительного изменения режима работы систем электроснабжения электрифицированного транспорта, изменения условий, связанных с развитием сети подземных сооружений и источников блуждающих токов, введения средств ЭХЗ на смежных подземных сооружениях. В остальных случаях измерения должны производиться один раз в 2 года.

Рис. 2. Схема установки для определения удельного электрического сопротивления грунта в лабораторных условиях:

1 - измерительная ячейка; 2 - миллиамперметр; 3 - регулируемый источник постоянного тока; 4 - вольтметр

3.11. Для выявления опасного действия блуждающих токов определяется смешение разности потенциалов между трубопроводами подземных тепловых сетей и электродом сравнения. Измерения потенциалов выполняются в контрольно-измерительных пунктах (КИП), тепловых камерах, на вводах тепловых сетей к потребителям контактным методом с применением показывающих или регистрирующих приборов, имеющих входное сопротивление не менее 200 кОм на 1 В шкалы прибора. Рекомендуемые для измерения потенциалов приборы и их технические характеристики приведены в приложении 5.

3.12. При измерениях потенциалов применяются стационарные или переносные медносульфатные электроды сравнения, приведенные на рис. 3 и 4.

3.13. При проведении измерений соединительные проводники от трубопровода я электрода сравнения присоединяются соответственно к положительному и отрицательному зажимам вольтметра.

3.14. В отсутствие КИП переносные электроды сравнения устанавливаются на минимальном расстоянии от трубопроводов, при установке электрода на поверхности земли или в камере его рекомендуется располагать между подающим и обратным трубопроводами.

Поверхность грунта перед установкой электрода должна быть разрыхлена и увлажнена.

Рис. 3. Неполяризующийся стационарный электрод сравнения типа ЭНЕС-1:

1 - датчик; 2 - наконечник; 3 - проводник; 4 - труба; 5 - емкость; 6 - электролит; 7 - стержень; 8 и 10 - шайбы; 9 - гайка; 11 - мембрана; 12 - диафрагма

3.15. При измерениях в зоне влияния блуждающих токов трамвая продолжительность измерений должна быть не менее 10 мин. Измерения необходимо производить в периоды утренней или вечерней пиковых нагрузок электротранспорта.

При измерениях в зоне блуждающих токов электрифицированных железных дорог период измерений должен охватывать пусковые моменты и время прохождения электропоездов в обе стороны между двумя ближайшими станциями.

Рис. 4. Неполяризующийся переносной медносульфатный электрод сравнения:

1 - полый цилиндр; 2 - стержень из красной меди; 3 - крышка для крепления стержня; 4 - наконечник провода; 5 - контактный зажим; 6 - полость, наполняемая насыщенным раствором сернокислой меди; 7 - нижняя крышка; 8 - пористое дно

3.16. При измерениях разности потенциалов с помощью показывающих приборов (в том числе с цифровым отсчетным устройством) интервал между отсчетами принимается равным 5 с. Результаты измерений заносятся в протокол измерений (форма 3 приложения 6).

3.17. Значение смещения разности потенциалов между трубопроводом тепловой сети и электродом сравнения от стационарного потенциала определяется по формуле

DU = Uизм - Uс,                                                              (2)

где Uизм - наименее отрицательная или наиболее положительная за период измерений мгновенная разность потенциалов между трубопроводом и медносульфатным электродом сравнения, В;

Uс - стационарный потенциал стального трубопровода в грунте относительно медносульфатного электрода сравнения, В.

При отсутствии возможности измерения Uс его значение следует принимать согласно ГОСТ 9.602-89 равным (относительно медносульфатного электрода сравнения) минус 0,7 В.

В тех случаях, когда наибольший размах колебаний потенциала трубопровода тепловой сети, измеренного относительно медносульфатного электрода сравнения (абсолютные значения разности потенциалов между наибольшим и наименьшим значением этого потенциала), не превышает 0,04 В, смещение потенциала не характеризует опасного действия блуждающих токов.

Действие блуждающих токов признается опасным при наличии за период измерений мгновенного положительного смещения потенциала.

3.18. Опасное действие переменного тока должно определяться на участках бесканальной прокладки тепловых сетей, а также на участках канальной прокладки тепловых сетей при затоплении каналов или заносе их грунтом, на которых зафиксированы значения напряжения переменного тока между трубопроводами и землей, превышающие 0,3 В.

3.19. Измерение смещения потенциалов трубопроводов тепловой сети, вызываемого переменным током, производится на вспомогательном электроде (ВЭ) относительно переносного медносульфатного электрода сравнения (МЭС) до и после подключения ВЭ к трубопроводу через конденсатор емкостью 4 мкФ (рис. 5).

Вспомогательный электрод представляет собой пластину квадратной формы из стали Ст3 размером 25´25 и толщиной 1,5-2,0 мм. К одной из сторон пластины припаивается изолированный проводник. Сторона крепления проводника изолируется эпоксидной смолой. Перед установкой ВЭ зачищается шкуркой шлифовальной зернистостью 40 и меньше, обезжиривается ацетоном, промывается дистиллированной водой.

Рис. 5. Схема измерения смещения потенциала трубопровода, вызываемого переменным током:

1 - стальной трубопровод; 2 - шурф; 3 - вольтметр; 4 - конденсатор; 5 выключатель; 6 - медносульфатный электрод сравнения; 7 - вспомогательный электрод

3.20. Вспомогательный электрод и МЭС устанавливаются в специальном шурфе над трубопроводами (см. рис. 5). Вспомогательный электрод устанавливается таким образом, чтобы его рабочая (неизолированная) поверхность была обращена к трубопроводам. Предварительно из части грунта, контактирующего с ВЭ, должны быть удалены твердые включения размером более 3 мм. Грунт над ВЭ утрамбовывается с усилием 3-4 кг на площадь ВЭ. При наличии атмосферных осадков предусматриваются меры от попадания влаги в грунт.

3.21. Для измерения смещения потенциала собирается схема, приведенная на рис. 5, при разомкнутой цепи между ВЭ и трубопроводами. Для измерений следует применять вольтметры с входным сопротивлением не менее 10 мОм и пределами измерения напряжения 0,2-0,5 В.

3.22. Измерения выполняются в следующем порядке: через 10 мин после установки ВЭ в грунт измеряется его стационарный потенциал относительно МЭС; ВЭ подключается к трубопроводам, и через 10 мин снимается первое показание вольтметра; следующие показания снимаются через каждые 5 с. Общая продолжительность измерений должна быть не менее 10 мин.

Результаты измерений заносятся в протокол измерений (форма 4 приложения 7).

3.23. Среднее значение смещения потенциала ВЭ (мВ) за период измерений определяется по формуле

,                                                        (3)

где  - сумма мгновенных значений потенциала ВЭ при подключении ВЭ к трубопроводу, мВ;

U - стационарный потенциал ВЭ, мВ;

т - общее число измерений.

3.24. Действие переменного тока признается опасным при среднем смещении потенциала ВЭ в сторону отрицательных значений не менее чем на 10 мВ от стационарного потенциала ВЭ.

4. АНТИКОРРОЗИОННЫЕ ПОКРЫТИЯ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ТРУБ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ ОТ НАРУЖНОЙ КОРРОЗИИ

4.1. Требования к защите труб тепловых сетей антикоррозионными покрытиями

4.1.1. Все стальные трубопроводы тепловых сетей должны быть защищены от наружной коррозии с помощью антикоррозионных защитных покрытий, наносимых на наружную поверхность труб.

В зависимости от способа прокладки тепловых сетей, вида и температуры теплоносителя рекомендуется применять покрытия, приведенные в приложении 8.

При применении для тепловых сетей теплоизоляционных конструкций и материалов, исключающих возможность коррозии наружной поверхности трубопроводов, защитные покрытия могут не применяться.

4.1.2. Защитные покрытия должны наноситься на стальные трубы, как правило, механизированным способом, в стационарных условиях на трубозаготовительных заводах или производственных базах строительно-монтажных организаций.

Нанесение антикоррозионных покрытий в полевых условиях допускается только при защите сварных соединений трубопроводов и арматуры, мелких фасонных частей, исправлении повреждений покрытия, а также при малых объемах ремонтных работ.

При нанесении покрытий необходимо обеспечить качественную подготовку поверхности трубопроводов.

4.1.3. Для обеспечения заданных свойств защитных покрытий на всех этапах строительно-монтажных работ по изоляции труб, прокладке и ремонту тепловых сетей должен проводиться контроль нормируемых показателей качества покрытий.

4.2. Стеклоэмалевые покрытия

4.2.1. Нанесение стеклоэмалевых покрытий на трубы - эмалирование должно производиться на заводах или в мастерских на эмалировочных установках.

4.2.2. Трубы со стеклоэмалевым наружным покрытием должны транспортироваться к месту строительства на специально оборудованных трубовозах, оснащенных крепежными устройствами, исключающими повреждения стеклоэмали.

4.2.3. Стыковые соединения эмалированных труб и места с поврежденным покрытием эмалируются на трассе тепловой сети с использованием специальных передвижных эмалировочных установок.

Для трубопроводов водяных тепловых сетей с температурой теплоносителя до 150 °С допускается изоляция участков сварных стыковых соединений органосиликатным покрытием ОС 51-03 (с отвердителем, естественной сушки) или покрытием из двух слоев изола на холодной изольной мастике.

4.3. Органосиликатные покрытия

4.3.1. Для органосиликатных покрытий ОС 51-03 используются: органосиликатная краска ОС 51-03 ТУ 84-725-83; толуол ГОСТ 5789-78 (как растворитель); бутиловый эфир ортотитановой кислоты - тетрабутоксититан (ТБТ) в качестве отвердителя (для покрытия холодного отверждения).

4.3.2. Наружная поверхность труб перед нанесением покрытия должна быть очищена от окалины, продуктов коррозии, жиров. Методы очистки: пескоструйный, дробеструйный, механический. Обезжиривание производится толуолом. После обезжиривания, перед покраской, поверхность должна быть высушена в течение 30 мин при температуре помещения.

4.3.3. Перед употреблением органосиликатная краска должна быть подвергнута тщательному перемешиванию в таре завода-изготовителя до получения полной однородной массы по всему объему.

Перемешивание производится в течение 3-4 ч (до полного растворения осадка) с применением мешалки типа «пьяная бочка» с частотой вращения 100-120 об/мин. После перемешивания определяется вязкость краски, которая должна находиться в пределах 18-24 с по вискозиметру ВЗ-4 при температуре воздуха 20 °С. В случае, если вязкость выше указанной, в краску добавляется толуол и производится дополнительное перемешивание в течение 1 ч.

4.3.4. Краска ОС 51-03 горячего отверждения наносится на поверхность труб краскораспылителем при давлении подаваемого воздуха 0,9-1,5 кгс/см2. Сопло должно быть настроено на круглую струю. Диаметр сопла 1,5-2 мм. Расстояние сопла краскораспылителя от окрашиваемой поверхности при покраске должно быть в пределах 150-300 мм в зависимости от давления воздуха.

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

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

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

подъем температуры до 60 °С, выдержка 2 ч;

подъем температуры до 100 °С, выдержка 2 ч;

подъем температуры до 150 °С, выдержка 2 ч;

подъем температуры до 200 °С, выдержка 2 ч.

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

4.3.5. Для нанесения краски ОС 51-03 холодного отверждения производятся очистка и обезжиривание поверхности труб и первоначальная подготовка краски, как указано в пп. 4.3.2 и 4.3.3.

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

Количество отвердителя принимается равным 1 % массы сухого остатка Пример расчета:

Масса краски «нетто» по паспорту в тарном месте 20 кг:

Сухой остаток по паспорту 55 %.

Масса сухого остатка в тарном месте:

 кг.

Масса отвердителя, вводимого в тарное место:

 кг.

4.3.7. Перед нанесением на трубы краска с введенным отвердителем должна быть перемешана с помощью пропеллерной мешалки, вальцов или других приспособлений в течение 2-3 ч. (Это связано с тем, что после введения отвердителя краска свертывается, превращаясь в комкообразную студенистую массу).

В процессе перемешивания производится контроль вязкости, которая должна составлять 18-25 с по вискозиметру ВЗ-4 при температуре воздуха 20 °С.

В случае необходимости в краску добавляется толуол и производится дополнительное перемешивание в течение 1 ч.

Для поддержания однородной консистенции краска должна периодически перемешиваться.

4.3.8. Краска должна наноситься на поверхность труб краскораспылителем аналогично изложенному в п. 4.3.4.

Покрытие наносится в четыре слоя. Перед нанесением каждого последующего слоя должна быть произведена сушка предыдущего слоя при температуре помещения в течение 1 ч.

Суммарная толщина четырехслойного покрытия должна быть не менее 250 мкм. Расход краски около 400 г/м2.

4.3.9. Защита участков монтажных соединений труб с органосиликатным покрытием производится краской ОС 51-03 холодного отверждения, наносимой кистевым способом на предварительно очищенную и обезжиренную поверхность этих участков.

4.3.10. После нанесения покрытия из краски ОС 51-03 должна быть произведена проверка на сплошность с помощью дефектоскопа.

4.3.11. Органосиликатная краска ОС 51-03 должна храниться в сухом помещении в закрытой таре, защищенной от прямого воздействия солнечных лучей и попадания влаги, при температуре 4-20 °С. Срок годности органосиликатных красок при хранении в складских условиях 1 год. По истечении указанного срока органосиликатная краска должна быть подвергнута испытаниям в соответствии с ТУ 84-725-83.

4.4. Изоловое покрытие

4.4.1. Механизированное нанесение на трубы тепловых сетей изолового покрытия (два слоя изола по холодной изольной мастике) в заводских условиях выполняется с помощью изолировочной машины путем навивки ленты изола по винтовой линии на вращающуюся трубу.

4.4.2. При малых объемах работ нанесение изолового покрытия должно производиться, как правило, в ремонтных цехах в соответствии с технологическими указаниями, приведенными ниже.

4.4.3. Процесс нанесения изолового покрытия на трубы включает очистку и обезжиривание поверхности трубы, нанесение грунтовки, оклейку труб изолом на холодной изольной мастике, оклейку мешочной бумагой, контроль сплошности, исправление обнаруженных дефектов.

Нанесение покрытия осуществляется на специальной установке с механическим приводом для вращения труб.

4.4.4. Наружная поверхность предварительно просушенных труб должна быть очищена механически или вручную стальными щетками от грязи, продуктов коррозии, окалины и жировых загрязнений до металлического блеска. После очистки необходимо обдуть трубы сжатым воздухом.

Обезжиривание производится на вращающейся трубе волосяной щеткой или ветошью, смоченными в уайт-спирите.

4.4.5. На поверхность труб наносится битумная грунтовка, которая способствует образованию прочной связи покрытия с металлом трубы. Грунтовка изготовляется из битума БНИ-IV по ГОСТ 9812.74 (или БН-70/30 по ГОСТ 6617-76) и неэтилированного авиационного бензина Б-70 или автомобильного А-72 и А-76. Битум растворяется в бензине в массовом отношении 1:2,5 или в объемном отношении одной части битума и трех частей бензина (плотность 0,82-0,85 г/мл по ареометру).

Отмеренное количество битума предварительно разогревается в котле до жидкого состояния (160-180 °С). Расплавленный битум сливается в железный сосуд, где он охлаждается до 60-70 °С, после чего переливается тонкой струёй в сосуд с бензином. При этом ведется непрерывное энергичное перемешивание смеси деревянной мешалкой до тех пор, пока весь битум не растворится. Готовая грунтовка (она огнеопасна) сливается в герметичный сосуд с пробкой.

4.4.6. При работах по приготовлению грунтовки необходимо соблюдать все требования правил техники безопасности и пожарной безопасности.

4.4.7. Грунтовку следует наносить непосредственно после очистки поверхности труб. Нанесение грунтовки на влажную, загрязненную или плохо очищенную поверхность не допускается. Грунтовка наносится в один слой методом воздушного распыления или кистью (без пропусков, сгустков и «сосулек» по низу трубы), сушка воздушная при температуре помещения. Толщина слоя грунтовки должна быть 0,1-0,2 мм.

4.4.8. Подготовленная для оклейки труба, покрытая грунтовкой, укладывается на ролики установки, обеспечивающей вращение трубы. При вращении трубы на ее поверхность наносится холодная изольная мастика МРБ-ХТ-15 слоем толщиной не более 0,5-1,0 мм.

Перед нанесением проверяется вязкость изольной мастики.

Нанесение мастики на защищаемую поверхность при больших диаметрах труб производится краскораспылителем с соплом для штукатурных работ. При малых диаметрах труб применяются окрасочные овчинные валики или волосяные кисти.

4.4.9. После подсыхания мастики «до отлипа» (в течение примерно 5 мин) на трубу спирально наклеивается лента изола.

Для получения двухслойного покрытия за одну операцию лента изола навивается на трубу с нахлесткой 55 % по ширине. При этом на наружную поверхность изола, попадающего под верхний слой, наносится изольная мастика.

4.4.10. Трубы в зависимости от их диаметра оклеиваются лентами изола шириной 200-400 мм. Разрезку рулонов рекомендуется выполнять дисковой механической пилой. Перед оклейкой рулон изола развертывается на ровной поверхности и с него с помощью волосяной щетки или ветоши, смоченных в бензине, удаляется с двух сторон тальковая присыпка.

4.4.11. Наружная поверхность изола оклеивается в один слой мешочной бумагой по мастике. Бумага выполняет защитные функции, а также облегчает нахождение мест повреждения покрытия во время транспортировки. Нанесение мастики при этом производится спиральной полосой шириной 20-80 см с шагом 0,5 м.

4.4.12. Концы труб длиной 10-15 см должны оставаться без изоляции.

4.4.13. Ориентировочный расход материалов на изоляцию 1 м2 поверхности труб изоловым покрытием составляет:

изол                                                 2,5 м2

холодная изольная мастика          1,5 кг

мешочная бумага                           1,5 м2

4.4.14. Изольная мастика должна поставляться с завода в закрытых металлических бочках или бидонах и в этой таре должна храниться на складе горюче-смазочных материалов. При хранении и транспортировке мастика должна быть защищена от прямых солнечных лучей.

4.4.15. Плотность изольной мастики должна находиться в пределах 1,07-1,13 г/мл (при температуре 25 °С).

Плотность мастики измеряется денсиметром (ареометром). Для определения вязкости может применяться воронка объемом 500 см3 высотой 160 мм с диаметром отверстия 8 мм; время истечения мастики при температуре 20 °С должно составлять 60-65 с.

4.4.16. Количество изола и других материалов должно быть подтверждено сертификатами заводов-поставщиков. При отсутствии сертификатов качество изола и мастики должно быть проверено в лаборатории согласно методикам испытаний, приведенным в соответствующих ГОСТ и ТУ (см. приложение 8).

4.4.17. Качество нанесения изолового покрытия должно проверяться наружным осмотром: изол должен прилегать к трубе плотно, без пропусков, складок, морщин, вздутий или отслоений краев ленты и последнего витка.

Плотность прилегания покрытия к трубе проверяется простукиванием деревянным молотком массой 500 г. При этом должен быть слышен чистый звон, подтверждающий отсутствие пустот.

4.4.18. Покрытие на 5 % труб должно быть проверено на качество адгезии. Проверка должна производиться согласно п. 4.10.4 настоящей Типовой инструкции.

4.4.19. Покрытие из изола должно быть подвергнуто контролю на сплошность с помощью электрического дефектоскопа при напряжении на щетках прибора 20 кВ (см. п. 4.10.3).

Контроль сплошности должен проводиться дважды: после оклейки труб (перед оклейкой мешочной бумагой) вне зависимости от того, где эта работа производилась, и на трассе после сварки и заделки мест стыков труб.

4.4.20. Все дефекты покрытия должны быть устранены путем дополнительной оклейки изолом. При этом места дефектов должны быть предварительно надрезаны и проклеены, а бумага на ремонтируемом участке удалена.

4.4.21. Изоляция труб изоловым покрытием в местах стыковых соединений должна выполняться после сварки стыков и опрессовки трубопровода.

4.4.22. Неизолированные участки труб вблизи стыков должны быть тщательно очищены от жировых пятен, грязи, продуктов коррозии, грата сварки. Лента оберточной бумаги должна быть удалена от краев изолового покрытия на 10-5 см.

Поверхности стыков и прилегающих к ним участков труб покрываются битумной грунтовкой и оклеиваются в два слоя изолом на холодной изольной мастике по технологии, аналогичной изложенной выше.

На конец ленты длиной около 1,5 окружности трубы наносится изольная мастика, лента изола накладывается на трубу, закрепляется затягиванием витка и наматывается по всей длине внахлест (на 55 % ширины ленты для получения двухслойного покрытия). Обмотка производится с нахлестом 10-15 см на изоляцию самой трубы. Конец ленты прижимается к трубе пеньковым шпагатом.

Изол можно также наклеивать в виде полотнищ, нарезанных в соответствии с диаметром трубы и шириной изолируемого участка.

4.4.23. Рулоны изола для изоляции стыков должны быть нарезаны на ленты и скручены в катушки. Ширину лент рекомендуется принимать 20-25 см для труб диаметром до 300 мм и 40-50 см для труб диаметром свыше 300 мм.

4.4.24. Для работы при отрицательных температурах наружного воздуха изол должен быть нарезан на ленты, скатан в катушки в теплом помещении и прогрет при температуре не ниже плюс 10 °С. Изольная мастика должна быть нагрета до 50 °С (но не на открытом огне). Катушки изола необходимо доставлять к месту работ в утепленном контейнере, а мастику - в термосе.

4.4.25. Защитное покрытие на стыках должно также подвергаться контролю на сплошность (см. п. 4.4.19).

4.4.26. На строительных площадках изолированные изоловым покрытием трубы крупных диаметров (от 159 до 1420 мм) должны храниться в штабелях высотой 1,2 м с прокладками и концевыми упорами, трубы мелких диаметров - в стеллажах высотой до 2,2 м.

4.4.27. Изолированные трубы должны перевозиться на специальных автомашинах с резиновыми прокладками для труб и специальными крепежными устройствами.

Погрузочно-разгрузочные операции с изолированными трубами должны выполняться краном с использованием специальных строповочных устройств, в частности трубы больших диаметров стропятся захватами только за торцы. Не допускается перехватывать трубы тросами, а также разгружать трубы, сбрасывая их или опрокидывая кузов машины.

4.5. Эпоксидное покрытие

4.5.1. Для эпоксидного покрытия ЭП-969 применяется эмаль ЭП-969 (салатовая) по ТУ 6-10-1985-84, которая выпускается и поставляется комплектно в виде двух компонентов: полуфабриката эмали и отвердителя №3 (ТУ 10-1091-76) из расчета 73 части полуфабриката и 27 частей отвердителя (по массе).

4.5.2. Перед применением в полуфабрикат эмали вводится отвердитель № 3 в соотношении 27 частей отвердителя на 73 части полуфабриката (по массе)

После введения отвердителя и тщательного перемешивания эмаль перед нанесением на трубы должна быть выдержана в течение 30 мин при температуре 20 ± 2 °С и в случае необходимости разбавлена растворителем Р-5 ГОСТ 7827-74 до рабочей вязкости не более 20-22 с по вискозиметру ВЗ-4 при температуре 20 °С.

Приготовленная эмаль должна быть использована в течение 8 ч.

4.5.3. Наружная поверхность труб перед нанесением покрытия должна быть очищена от окалины, продуктов коррозии и обезжирена. Очистка производится пескоструйным или дробеструйным способом; обезжиривание - первоначально толуолом, а затем ацетоном.

4.5.4. Покрытие наносится на трубы в три слоя, причем каждый последующий слой может наноситься без выдержки на полимеризацию («мокрый по мокрому»). Сушка покрытия производится после нанесения всех слоев. Время высыхания покрытия - 20 мин при температуре 20 ± 2 °С.

Методы нанесения: пневмораспыление, кистевой, полив, окунание.

4.5.5. Эпоксидное покрытие ЭП-969 может наноситься на наружную поверхность труб как в заводских условиях, так и в полевых для защиты монтажных соединений трубопроводов тепловых сетей.

4.5.6. Эпоксидное покрытие ЭП-969 является взрывоопасным, пожароопасным и токсичным материалом, что обусловлено свойствами растворителей, входящих в его состав, и свойствами исходного сырья.

Высушенное покрытие не оказывает вредного влияния на организм человека.

4.6. Кремнийорганическое покрытие

4.6.1. Для кремнийорганического покрытия применяется кремнийорганическая (КО) композиция, представляющая собой суспензию измельченных окислов в растворе кремнийорганического полимера с добавлением растворителей и отвердителя, которая должна соответствовать требованиям ТУ 88. УССР 088.001-91. Композиция КО поставляется в комплекте с отвердителем АГМ-9 по ТУ 6-02-724-77.

4.6.2. Перед применением композиция КО разбавляется до рабочей вязкости толуолом (ГОСТ 9880-76Е или ГОСТ 14710-78Е). Для нанесения покрытия краскораспылителем в электростатическом поле композиция КО разбавляется до рабочей вязкости разбавителем РЭ-4В (ГОСТ 18187-72).

4.6.3. При применении покрытия КО должны соблюдаться правила техники безопасности и промышленной санитарии по ГОСТ 12.3.005-75 и «Санитарные и гигиенические требования к производственному оборудованию 1042-73».

В помещениях, где покрытие наносится на трубы, должна быть обеспечена пожарная безопасность согласно ГОСТ 12.1.004-91, которая предусматривает систему предотвращения пожара и систему пожарной защиты.

4.6.4. Нанесение покрытия КО на трубы в заводских условиях производится методом электростатического распыления в закрытой камере, автоматически, без присутствия человека.

4.6.5. Наружная поверхность труб перед нанесением покрытия должна быть очищена механически от грязи, продуктов коррозии, окалины и жировых загрязнении до металлического блеска.

4.6.6. Перед покраской композиция КО должна быть тщательно перемешана и разбавлена до рабочей вязкости 40-60 с по вискозиметру ВЗ-246 при температуре 20 °С толуолом или разбавителем РЭ-4В.

4.6.7. Окраска труб производится краскораспылителем в окрасочной камере при температуре 15-35 °С и относительной влажности 45-75 %.

Покрытие из композиции КО наносится в три слоя. Струя должна быть направлена перпендикулярно поверхности трубы.

При покраске должно быть обеспечено перекрестное нанесение композиции путем перемещения краскораспылителя вдоль и поперек поверхности трубы.

4.6.8. Отверждение покрытия производится на воздухе после введения отвердителя при температуре 15-35 °С в течение 24 ч.

4.6.9. Для защиты участков монтажных соединений труб в полевых условиях покрытие из композиции КО наносится кистевым способом на предварительно очищенную и обезжиренную поверхность этих участков.

4.7. Металлизационное алюминиевое покрытие

4.7.1. Металлизационное алюминиевое покрытие наносится на трубы в заводских условиях газотермическим методом с помощью газопламенных или электродуговых металлизационных аппаратов, в которых алюминиевая проволока расплавляется и разбивается на частицы размером 0,02-0,4 мм струей сжатого воздуха со скоростью 100-200 м/с и напыляется на предварительно подготовленную поверхность труб.

4.7.2. Подготовка наружной поверхности труб перед металлизацией должна производиться дробеструйной или дробеметной обработкой. Подготовленная поверхность труб должна иметь равномерную шероховатость для обеспечения хорошего сцепления напыляемого металла с поверхностью стальной трубы. Оптимальная шероховатость поверхности должна находиться в пределах 12,5-25 мкм.

4.7.3. Перерыв между началом металлизации и окончанием подготовки поверхности трубы в закрытых помещениях не должен превышать 6 ч.

4.7.4. Металлизационное алюминиевое покрытие наносится в два слоя, суммарная толщина которых должна составлять 0,25-0,30 мм.

4.7.5. Поверх двух слоев алюминиевого покрытия для перекрытия пористости наносится один слой пропиточного материала толщиной 30 мкм. В качестве такого материала могут использоваться: органосиликатный материал ОС 51-03 (с отвердителем, естественной сушки), эпоксидная эмаль ЭП-969, кремнийорганический материал КО-198М и КО-921.

4.7.6. Для металлизационного алюминиевого покрытия должна использоваться алюминиевая проволока технической чистоты не менее 99,5 %, чему соответствует проволока марок AT, АПТ, AM (ТУ 16.К71-088-90); СВ-А5С (ГОСТ 7871-75), диаметр проволоки 1,5-2,5 мм.

4.7.7. Защита участков монтажных соединений труб с металлизационным алюминиевым покрытием в трассовых условиях производится ручными газопламенными или электродуговыми металлизаторами. Перед металлизацией сварной шов и прилегающая к нему зона с металлизационным покрытием шириной 30-40 мм подвергается механической очистке (с помощью шлифовальной машины или механических щеток) до металлического блеска. Разрыв во времени между подготовкой поверхности труб и нанесением покрытия должен быть минимальным и составлять не более 3 ч при работе в сухую погоду и не более 30 мин при работе в сырую погоду. Участки монтажных соединений труб, на которые металлизационное покрытие наносится в трассовых условиях, должны быть защищены от атмосферных осадков.

В случаях, когда работы по защите монтажных соединений ведутся при температурах окружающего воздуха ниже 5 °С или при отрицательных температурах, поверхность металлизируемого участка трубы необходимо предварительно прогреть до температуры 80-100 °С открытым (некоптящим) пламенем горелки.

4.7.8. Защиту участков монтажных соединений труб с металлизационным алюминиевым покрытием допускается производить органосиликатным покрытием ОС 51-03 холодного отверждения или эпоксидным покрытием ЭП-969.

4.8. Стеклоармированное битумопропиленовое покрытие

4.8.1. Стеклоармированное битумопропиленовое покрытие (СБП-А) должно наноситься на стальные трубы тепловых сетей в соответствии с ТУ 400-2-401-93. Структура покрытия по слоям приведена в приложении 8.

4.8.2. Изоляция наружной поверхности стальных труб для тепловых сетей должна осуществляться с применением битумопропиленовой мастики следующего состава (по массе):

битум БН 90/10 по ГОСТ 6617-76 - 82-75 % (допускается замена половины битума БН 90/10 на битум БН 70/30);

изоатактический полипропилен - 15-20 %;

индустриальное масло по ГОСТ 20799-88 - 3-5 %.

4.8.3. Для армирования покрытия применяется стеклохолст ВВ-К по ТУ 21-33-43-79 или ВВ-Г по ТУ 21-33-44-79.

4.8.4. В качестве наружной обертки используется бумага ГОСТ 2228-81Е, ГОСТ 8273-75*.

Качество материалов должно быть подтверждено сертификатами заводов-поставщиков.

4.8.5. Грунтовка должна быть нанесена равномерным слоем на сухую поверхность трубы, очищенную от грязи, слабосцепленных с поверхностью окалины и ржавчины.

4.8.6. Лента стеклохолста шириной 150-200 мм должна спирально наклеиваться на трубу, имеющую поступательное и вращательное движение и политую расплавленной битумопропиленовой мастикой. Затем производится вторичное нанесение мастики и обмотка вторым слоем стеклохолста.

4.8.7. Бумагой наружная поверхность трубы оклеивается спирально в один слой по мастике, нанесенной поливом на изолирующий трубу стеклохолст.

4.8.8. Концы трубы длиной 100-250 мм должны быть свободны от стеклобитумопропиленового покрытия. Допускается покрывать эти участки слоем битумной грунтовки.

4.8.9. В местах соединения ленты стеклохолста не должно быть выступов, избытка мастики или ленты стеклохолста и непроклеенных концов.

4.8.10. Стеклобитумопропиленовое покрытие должно иметь удовлетворительное сцепление с поверхностью трубы, быть сплошным, ровным, с равномерной намоткой стеклохолста и бумаги по всей длине трубы, без пропусков, морщин, вздутий, отслоений краев и концов последнего витка.

4.8.11. Приемка изолирующего трубы стеклобитумопропиленового покрытия должна производиться не ранее чем через 6 ч после нанесения покрытия при хранении труб на складе.

При приемке проверяется: наличие внешних дефектов, толщина и сплошность защитного покрытия, адгезия.

Все обнаруженные дефекты должны быть устранены.

4.8.12. На каждую партию труб с защитным покрытием, отправляемую на объекты строительства, должен быть составлен сертификат, в котором указываются данные по теплостойкости, толщине и сплошности покрытия и адгезии его к стальной поверхности труб.

4.8.13. Складирование и перемещение труб разрешается только механическим путем, исключающим повреждение покрытия: специальными полотенцами (труб диаметром от 57 до 133 мм) или стропкой за концы труб (диаметром от 159 до 1420 мм).

4.8.14. Транспортировка труб производится автомашинами, снабженными инвентарными прокладками и специальными крепежными устройствами.

4.8.15. На трубы со стеклобитумопропиленовым покрытием не позднее чем через 30 дн. после нанесения его должна быть нанесена тепловая изоляция.

4.9. Покрытие на основе оксида алюминия

4.9.1. Покрытие на основе оксида алюминия наносится на трубы в заводских условиях методом плазменного напыления. В качестве исходного материала используется механическая смесь порошков алюминия - 85 % (по массе) и природного материала ильменита (включающего TiO2, Fe2О3 и другие компоненты) - 15 %. Порошковая смесь с помощью транспортирующего газа подается в высокоскоростную газовую струю продуктов сгорания природного газа с воздухом, где частицы порошка нагреваются до температуры плавления при скорости потока около 300 м/с.

4.9.2. Наружная поверхность перед нанесением покрытия должна быть очищена от продуктов коррозии, окалины и обезжирена. Очистка производится пескоструйным или дробеструйным способом.

Продолжительность периода между окончанием подготовки поверхности и началом нанесения покрытия не должна превышать 6 ч.

4.9.3. Покрытие на основе оксида алюминия наносится в один слой толщиной не менее 0,2 мм.

4.9.4. Защита участков сварных стыковых соединений труб с покрытием на основе оксида алюминия производится органосиликатной краской ОС 51-03 (с отвердителем, естественной сушки) или эпоксидным покрытием ЭП-969.

4.10. Контроль качества защитных покрытий

4.10.1. Качество защитных покрытий должно проверяться дважды: на заводе после окончания работ по нанесению покрытия и на трассе после опрессовки трубопровода и нанесения покрытия на стыки.

Контроль качества включает наружный осмотр, проверку сплошности и адгезии, измерение толщины покрытия.

Все обнаруженные дефекты должны быть устранены.

4.10.2. Наружным осмотром определяются видимые дефекты покрытия (отслоения, трещины, сколы и др.), допущенные при его нанесении или в процессе транспортировки труб и конструкций и монтажа.

4.10.3. Сплошность рулонных и лакокрасочных покрытий контролируется электрическим методом с помощью специально предназначенных для этого дефектоскопов (для изолового и стеклоармированного битумопропиленового покрытий применяется искровой дефектоскоп «Крона-1р» с напряжением на щупе до 20 кВ).

Покрытия должны выдерживать следующие напряжения: рулонные при толщине 5 мм и более - 20 кВ; прочие покрытия при толщине соответственно 200 мкм - 2 кВ, 300 мкм - 3 кВ, 400 мкм - 4 кВ и 500 мкм - 5 кВ.

Для лакокрасочных покрытий толщиной до 0,5 мм рекомендуется применять переносной электроконтактный дефектоскоп ЛКД-1, питание которого осуществляется от аккумуляторной батареи.

Электрический дефектоскоп не может быть использован для покрытий, включающих в качестве наполнителя электропроводные материалы. Сплошность этих покрытий определяется визуально.

4.10.4. Адгезия лакокрасочных покрытий определяется методом решетчатых надрезов по ГОСТ 15140-78. На испытуемом покрытии с помощью игольчатого адгезиометра процарапываются до металла крест-накрест (взаимно перпендикулярно) по пять полос, дающих 16 квадратов со сторонами 1 мм. Оценка адгезии производится по проценту выкрошившихся при этой операции квадратов. Отсутствие выпавших квадратов указывает на хорошую адгезию.

Адгезия рулонных покрытий проверяется надрезкой изоляции до металла по двум сходящимся под углом 45-50° линиям и определением усилия отрыва с помощью динамометра. Покрытие должно отделяться от трубы с усилием не менее 2 кгс (» 20 Н).

4.10.5. Для проверки толщины лакокрасочных и стеклоэмалевых покрытий применяются толщиномеры: МТ41 НЦ, магнитный измеритель толщины пленки ИТП-1, магнитный измеритель толщины покрытия МИП-10 (в диапазоне от 0 до 3 мм). Для измерения толщины более 3 мм используются штангенциркули с погрешностью измерения 0,05 мм.

5. РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО ЭХЗ ДЕЙСТВУЮЩИХ, ВНОВЬ СООРУЖАЕМЫХ И РЕКОНСТРУИРУЕМЫХ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ МЕТОДОМ КАТОДНОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ. КОНТРОЛЬ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭХЗ

5.1. Требования к ЭХЗ тепловых сетей при бесканальной прокладке

5.1.1. Катодная поляризация трубопроводов тепловых сетей при бесканальной прокладке в грунтах высокой коррозионной агрессивности в отсутствие опасного влияния блуждающих токов должна осуществляться таким образом, чтобы значения разности потенциалов между трубопроводами и медносульфатным электродом сравнения находились в пределах от минус 1,1 до минус 2,5 В.

Примечания: 1. Для тепловых сетей с пенополиуретановой теплоизоляцией и трубой-оболочкой из жесткого полиэтилена (система «труба в трубе») и аналогичной изоляционной конструкцией на стыках труб, отводах и углах поворотов ЭХЗ не применяется.

2. Для трубопроводов тепловых сетей бесканальной и канальной прокладок с алюминиевым антикоррозионным покрытием средства ЭХЗ необходимо применять лишь при опасном действии блуждающих токов.

3. При отсутствии антикоррозионного покрытия на наружной поверхности трубопроводов значения разности потенциалов между трубопроводами и медносульфатным электродом сравнения могут находиться в пределах от минус 1,1 до минус 3,5 В.

5.1.2. Катодная поляризация трубопроводов тепловых сетей при бесканальной прокладке только при наличии опасного влияния блуждающих токов (в грунтах низкой и средней коррозионной агрессивности) должна осуществляться таким образом, чтобы обеспечивалось отсутствие на трубопроводах анодных и знакопеременных зон.

5.1.3. При защите трубопроводов тепловых сетей при бесканальной прокладке в грунтах высокой коррозионной агрессивности с одновременным опасным влиянием блуждающих токов средние значения разности потенциалов должны соответствовать установленным в п. 5.1.1 значениям.

При этом мгновенные (абсолютные) значения потенциалов должны быть не менее значения стационарного потенциала, а при отсутствии возможности его определения - не менее 0,7 В.

Подсчет, средних значений (В) производится по формуле

,                                                               (4)

где Ui - мгновенные значения измеренной разности потенциалов, В;

п - общее число измерений.

5.2. Требования к ЭХЗ тепловых сетей при канальной прокладке в случае затопления или заноса каналов грунтом

5.2.1. Катодная поляризация трубопроводов тепловых сетей при канальной прокладке в отсутствие опасного влияния блуждающих токов при расположении анодных заземлителей за пределами канала должна осуществляться таким образом, чтобы значения разности потенциалов между трубопроводами и медносульфатным электродом сравнения находились в пределах от минус 1,1 до минус 2,5 В (см примечание 3 к п. 5.1.1).

При одновременном опасном влиянии блуждающих токов средние значения разности потенциалов должны соответствовать указанным в данном пункте значениям. При этом мгновенные (абсолютные) значения потенциалов должны быть не менее значения стационарного потенциала, а при отсутствии возможности его определения - не менее 0,7В.

5.2.2. Катодная поляризация трубопроводов тепловых сетей при канальной прокладке независимо от наличия (или отсутствия) опасного влияния блуждающих токов при расположении анодных заземлителей в канале должна осуществляться таким образом, чтобы значения смещения разности потенциалов между трубопроводом и измерительным электродом сравнения в сторону отрицательных значений находились в пределах 0,3-0,8 В.

5.3. Средства ЭХЗ тепловых сетей

5.3.1. Катодная поляризация подземных трубопроводов тепловых сетей осуществляется с помощью установок катодной и электродренажной защиты, а также протекторов.

Установки катодной защиты применяются при всех показателях опасности коррозии на трубопроводах тепловой сети, а при опасном воздействии постоянных блуждающих токов в случаях, когда смещения потенциалов трубопроводов могут быть скомпенсированы токами установок катодной защиты.

Катодная поляризация трубопроводов тепловых сетей при увлажнении теплоизоляционной конструкции капельной влагой, достигающей поверхности труб, а также трубопроводов на участках прокладки в стальных футлярах может осуществляться с помощью протекторов стержневого типа.

Электродренажная защита (с помощью поляризованных или усиленных электродренажей) применяется при защите от опасного воздействия на трубопроводы тепловых сетей постоянных блуждающих токов.

5.3.2. Катодная поляризация подземных тепловых сетей должна осуществляться так, чтобы исключить вредное влияние ее на смежные подземные металлические сооружения.

Примечание. Вредным влиянием катодной поляризации защищаемых трубопроводов тепловых сетей на смежные подземные металлические сооружения считаются:

уменьшение по абсолютному значению минимального или увеличение по абсолютному значению максимального защитного потенциала на смежных сооружениях, имеющих катодную поляризацию;

появление опасности электрохимической коррозии на смежных подземных металлических сооружениях, ранее не требовавших защиты от нее.

В случае, когда при осуществлении ЭХЗ возникает вредное влияние на смежные сооружения, необходимо применить меры к устранению вредного влияния или осуществить совместную защиту этих сооружений.

5.4. Разработка технических решений по ЭХЗ действующих тепловых сетей

5.4.1. Решение о необходимости ЭХЗ действующих подземных тепловых сетей должно приниматься организацией, эксплуатирующей тепловые сети, на основании результатов их обследования, выявившего опасность наружной коррозии по критериям, указанным в разд. 2 настоящей Типовой инструкции. На основании принятого решения проектной организации выдается техническое задание на проектирование ЭХЗ тепловых сетей на заданном участке с указанием координат защитной зоны.

Примечание. Электрохимическая защита тепловых сетей, длительное время эксплуатировавшихся в коррозионно-опасных условиях и имеющих коррозионные повреждения, осуществляется после оценки их технического состояния в соответствии с «Методическими указаниями по проведению шурфовок в тепловых сетях: МУ 34-70-149-86» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1987).

5.4.2. Определение параметров ЭХЗ действующих подземных тепловых сетей производится на основе результатов опытного включения установок катодной или электродренажной защиты.

Допускается применение расчетного метода определения параметров ЭХЗ в случаях применения катодной защиты тепловых сетей канальной прокладки диаметром от 300 мм и более при возможности расположения анодных заземлителей непосредственно в канале.

5.4.3. На основе результатов опытного включения определяются тип ЭХЗ (электродренажная, катодная) и основные ее параметры, пункты присоединения дренажных кабелей к трубопроводам тепловых сетей и источникам блуждающих токов или места установки анодных заземлителей; зона действия защиты; характер влияния защиты на смежные сооружения, необходимость и возможность осуществления совместной защиты.

5.4.4. При небольшом удалении тепловых сетей от источника блуждающих токов для защиты от коррозии, вызываемой блуждающими токами, следует применять электродренажную защиту (поляризованные или усиленные электродренажи). Усиленные дренажи применяются в тех случаях, когда применение поляризованных дренажей неэффективно.

5.4.5. В тех случаях, когда включением электродренажей не удается обеспечить защиту тепловых сетей в пределах опасной зоны (обычно периферийных участков), то в комплексе с электродренажной защитой применяются установки катодной защиты.

5.4.6. При значительном удалении тепловых сетей от источника блуждающих токов, а также на участках затопления или заиливания каналов или при прокладке тепловых сетей в грунтах высокой коррозионной агрессивности (при бесканальной прокладке) применяется ЭХЗ с помощью установок катодной защиты.

5.4.7. Опытное включение установок ЭХЗ может производиться с помощью специальных передвижных лабораторий по защите подземных сооружений от коррозии. При отсутствии лабораторий могут быть использованы стандартные установки ЭХЗ, перечень которых приведен в приложении 9.

5.4.8. При защите от блуждающих токов с помощью электродренажей пункт подключения кабеля к трубопроводам выбирается на участке, где средние значения положительных потенциалов по отношению к земле максимальны.

Кроме того, пункт подключения дренажного кабеля к трубопроводу выбирается с учетом наименьшего расстояния от пункта присоединения к источнику блуждающих токов (рельсам, дроссель-трансформаторам, отсасывающим пунктам, тяговым подстанциям) и возможности доступа к трубопроводу без его вскрытия (в тепловых камерах, смотровых колодцах и т.п.).

При возможности выбора нескольких мест присоединения предпочтение отдается участкам сетей с возможно большими диаметрами при прочих равных условиях.

5.4.9. Дренажный кабель присоединяется к рельсам трамвая или к отсасывающим пунктам. Не допускается непосредственное присоединение установок дренажной защиты к отрицательным шинам тяговых подстанций трамвая, а также к сборке отрицательных линий этих подстанций.

5.4.10. При влиянии на тепловые сети нескольких источников блуждающих токов (электрифицированная железная дорога, трамвай, метрополитен и др.) необходимо выявить источник преимущественного влияния, на который следует осуществлять дренирование блуждающих токов.

5.4.11. При опытном включении в качестве дренажного кабеля могут быть использованы шланговые кабели сечением 16-120 мм2.

При присоединении дренажного кабеля к трубопроводам и элементам отсасывающей сети электротранспорта должен быть обеспечен надежный электрический контакт.

Подключение к рельсам трамвая и железных дорог может выполняться с помощью специальной струбцины, обжимающей подошву рельса или болтовых соединений. При сварных стыках на рельсах используются отверстия, имеющиеся в шейках рельсов.

Подключение дренажного кабеля к отсасывающему пункту, сборке отсасывающих кабелей и средней точке путевого дросселя выполняется с использованием существующего болтового соединения с применением дополнительной гайки.

5.4.12. На опытное включение дренажной установки должно быть получено разрешение организации, в чьем ведении находится данный вид транспорта.

5.4.13. Объем измерений, выполняемых при опытном включении защиты, определяется организацией, проектирующей защиту. Порядок измерений излагается в программе, которая должна быть составлена перед началом работ. В программе указываются режимы работы защиты при опытном включении, пункты измерений на тепловых сетях и смежных сооружениях, продолжительность измерений в каждом пункте с указанием размещения самопишущих и показывающих приборов.

5.4.14. Продолжительность работы опытной дренажной защиты зависит от местных условий и может составлять от нескольких десятков минут до нескольких часов. При этом, как правило, должен быть охвачен период максимальных нагрузок электротранспорта.

5.4.15. Измерение тока дренажа, потенциалов на защищаемой тепловой сети, смежных подземных сооружениях и рельсах электротранспорта производится в соответствии с намеченными программой режимами работ защиты.

5.4.16. Если в результате измерений установлено, что зона эффективного действия поляризованной дренажной установки не распространяется на весь район выявленной опасности, пункт дренирования перемещается или одновременно включается несколько дренажных установок в различных пунктах.

При недостаточной эффективности принятых мер производится опытное включение усиленных дренажных установок или комплекс дренажных установок с катодной станцией.

В последнем случае опытное включение катодной станции производится после окончательного выбора параметров дренажных установок.

5.4.17. Измерения потенциалов на смежных сооружениях в период опытного включения дренажной защиты, как правило, выполняются организациями, эксплуатирующими эти сооружения.

5.4.18. При проведении испытаний ЭХЗ должны быть приняты меры к исключению вредного влияния на смежные сооружения.

5.4.19. При опытном включении катодной защиты для установки временных заземлений, как правило, выбираются участки, на которых впоследствии предполагается разместить и стационарные заземления.

5.4.20. Временный анодный заземлитель представляет собой ряд металлических электродов, помещенных вертикально в грунт на расстоянии 2-3 м один от другого в один или два ряда. В качестве электродов применяются винтовые (шнековые) электроды или некондиционные трубы диаметром 25-50 мм и длиной 1,5-2 м, которые забиваются в землю на глубину 1-1,5 м.

5.4.21. При ЭХЗ тепловых сетей при бесканальной прокладке анодный заземлитель следует относить от трубопроводов тепловой сети на максимально возможное в городских условиях расстояние. В отдельных случаях при отсутствии достаточной площади для размещения анодного заземлителя применяются распределенные заземлители, состоящие из двух групп электродов и более, расположенных на отдельных участках. Группы электродов соединяются кабелем между собой либо индивидуально подключаются к катодной станции.

Для повышения эффективности действия катодной защиты целесообразно выбирать участки, на которых между защищаемыми тепловыми сетями и анодным заземлителем отсутствуют прокладки других подземных металлических сооружений.

По возможности анодный заземлитель следует размещать на участках % минимальным удельным электрическим сопротивлением грунта (газонах, скверах, пойменных участках рек, прудов и т.п.).

5.4.22. При ЭХЗ тепловых сетей при канальной прокладке анодный заземлитель следует располагать в зонах затопления (заноса грунтом) канала на расстоянии 15-20 м от трубопроводов. Группы электродов соединяются между собой или индивидуально подключаются к установке катодной защиты.

5.4.23. Электрические измерения по определению эффективности действия катодной защиты и характера ее влияния на смежные подземные сооружения аналогичны измерениям при опытном включении электродренажей.

5.4.24. Как правило, при опытном включении ЭХЗ определяется основной ее параметр - среднее значение силы тока в цепи электрозащиты.

Остальные параметры защиты (сопротивление дренажного кабеля, сопротивление растеканию анодного заземления, напряжение на зажимах катодной станции или вольтодобавочного устройства усиленного электродренажа) либо рассчитываются, либо выбираются с учетом технико-экономических показателей различных вариантов соотношения параметров

5.4.25. Значение сопротивления кабеля Rдк (Ом) проектируемого электродренажа может быть определено по формуле

,                                                   (5)

где DUт-р - среднее значение разности потенциалов между точками присоединения дренажа к трубопроводам тепловой сети и рельсам за время опытного дренирования, В;

Iод - среднее значение дренажного тока при опытном дренировании, А;

Rду - сопротивление проектируемого дренажного устройства, определяемое по вольтамперной характеристике (с включением 20-30 % сопротивления дренажного реостата), Ом.

Сечение дренажного кабеля S (мм2) определяется по формуле

,                                                                    (6)

где r - удельное электрическое сопротивление металла токопроводящих жил кабеля, Ом×мм2/м;

L - общая длина проектируемого дренажного кабеля, м.

5.4.26. Сопротивление дренажного кабеля (Ом) при усиленном электродренаже может быть определено по формуле

,                                                         (7)

где Rодк - сопротивление дренажного кабеля при опытном дренировании, Ом;

Iоуд - среднее значение тока усиленного дренажа при опытном дренировании, А;

Uоуд - напряжение на зажимах усиленного дренажа при опытном дренировании, В;

Uуд - напряжение на зажимах проектируемого усиленного дренажа (принимается равным 6 или 12 В в зависимости от требуемой мощности дренажа), В.

Для наиболее экономически выгодного соотношения капитальных и эксплуатационных затрат определяется оптимальное значение сопротивления дренажного кабеля, которое не должно быть выше значения Rдк, рассчитанного по формуле (5).

'>

Документ сокращен, так как он очень большой. Для просмотра полной версии этого документа пройдите по ссылке Бесплатный заказ нужного документа

 
< Пред.   След. >
Полезное: