МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И МИНЕРАЛЬНЫХ РЕСУРСОВ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН :
advertisement
МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И МИНЕРАЛЬНЫХ РЕСУРСОВ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН УТВЕРЖДЕНА: Приказом Министерства энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан от 13 декабря 2005 г. № 324 Правила и нормы по защите трубопроводов тепловых сетей от электрохимической коррозии РД 34 РК.20.520-05 2 Правила и нормы по защите трубопроводов тепловых сетей от электрохимической коррозии (Правила и нормы) устанавливают требования к методам защиты трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии, устройствам электрохимической защиты и защитным антикоррозионным покрытиям, меры значений технологических параметров защиты, требованиям к проведению технологических процессов, условиям безопасной эксплуатации в зависимости от способа прокладки тепловых сетей, типа теплоизоляционных конструкций, условий эксплуатации. Правила и нормы развивают ряд положений «Типовой инструкции по защите тепловых сетей от наружной коррозии» с учетом конструктивных особенностей теплопроводов применительно к реальным условиям эксплуатации. В главе 3 настоящих Правил и норм кратко изложены проводимые экспериментальные работы по исследованиям проблем внутренней коррозии трубопроводов тепловых сетей, которые имеют место и в последнее время встают все более остро наряду с наружной коррозией. Настоящие правила и нормы распространяются на трубопроводы тепловых сетей, транспортирующие горячую воду с температурой до 200°С и давлением Ру до 2,5 МПа (25 кгс/см2) и водяной пар с температурой до 440°С и давлением Ру до 6,3 MПa (63 кгс/см2) (СНиП 2.04.07-86). Настоящие правила и нормы предназначены для персонала предприятий, осуществляющих эксплуатацию тепловых сетей в составе организаций и предприятий Министерства энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан, а также могут быть использованы персоналом других предприятий, эксплуатирующих тепловые сети, и проектными организациями, имеющими подразделения по проектированию защиты тепловых сетей от электрохимической коррозии. Настоящие правила и нормы составлены в соответствии с «Номенклатурой документов электроэнергетической отрасли». РД 34.01.101-93; «Инструкцией по разработке, пересмотру и утверждению отраслевых и руководящих документов в электроэнергетике». РД 34 РК.01.103-03; «Типовой инструкцией по защите тепловых сетей от наружной коррозии». РД 34.20.51895; «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Республики Казахстан». РД 34 РК.20.501-01; «Правилами техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей». РД 34 РК.03.201-04; ГОСТ 9.602-89 «ЕСЗКЗ. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии», а также другими действующими нормативно-техническими документами. 3 1. Требования к выбору методов защиты трубопровода тепловых сетей от наружной коррозии. Общие положения Одной из важнейших задач эксплуатации тепловых сетей является защита трубопроводов тепловых сетей от коррозии. В тепловых сетях имеют место два вида коррозии: внутренняя и наружная. 1.1. Требования к выбору методов защиты от коррозии 1. Методы защиты трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии должны выбираться в зависимости от способа прокладки тепловых сетей (подземная канальная, подземная безканальная, надземная), температуры теплоносителя и его вида (вода, пар), условий эксплуатации (для канальной прокладки - подверженность каналов затоплению, заносу грунтом, подверженность тепло изоляционной конструкции увлажнению капельной влагой; для бесканальной прокладки - коррозионная агрессивность грунтов, опасное влияние блуждающих токов). 2. В качестве средств защиты трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии должны применяться защитные антикоррозионные покрытия, наносимые на внешнюю поверхность труб под тепловую изоляцию, и электрохимическая защита путем катодной поляризации труб с помощью установок катодной, электродренажной защиты (поляризованных или усиленных электродренажей) или протекторов (термины и определения изложены в приложении 1). 3. При использовании для трубопроводов изоляционных материалов или конструкций, исключающих возможность коррозии наружной поверхности труб (например, пенополиуретановой теплоизоляции с трубой-оболочкой из жесткого полиэтилена), защитные антикоррозионные покрытия применять не следует. 4. Для трубопроводов тепловых сетей при надземной прокладке должны применяться только защитные антикоррозионные покрытия. 5. Для трубопроводов тепловых сетей, транспортирующих пар, при под земной прокладке и наличии признаков опасности наружной коррозии, кроме защитных антикоррозионных покрытий стальных труб, должны предусматриваться средства электрохимической защиты для тех сетей, в которых могут быть разовые перерывы в подаче пара продолжительностью более одного месяца. 6. Выбор вида защитных антикоррозионных покрытий для трубопроводов тепловых сетей должен производиться по максимальной температуре теплоносителя с учетом способа прокладки и вида теплоносителя по рекомендациям, приведенным в разделе 2. 4 При выпуске заводами-изготовителями защитных антикоррозийных покрытий с лучшими технико-экономическими показателями, удовлетворяющими требованиям работы в тепловых сетях, следует применять эти покрытия взамен указанных в таблице 2. 7. Электрохимическая защита (ЭХЗ) трубопроводов тепловых сетей должна осуществляться на основе признаков опасности наружной коррозии. Наличие хотя бы одного из признаков опасности коррозии для того или иного способа прокладки указывает на необходимость применения средств ЭХЗ. 8. Независимо от коррозионных условий прокладки тепловых сетей должны предусматриваться средства ЭХЗ на трубопроводах тепловых сетей в местах прохода их через футляры. Защита трубопроводов в футлярах должна осуществляться с помощью протекторов стержневого типа с электроизоляцией скользящих опор от футляра или с помощью защитных алюминиевых покрытий, обладающих протекторными свойствами. 9. При подземной канальной прокладке тепловых сетей в зонах влияния блуждающих токов должны быть предусмотрены меры по увеличению переходного электрического сопротивления труб тепловых сетей путем электроизоляции трубопроводов от неподвижных и подвижных опор. 10. В целях ограничения натекания блуждающих токов на трубопроводы тепловых сетей, на абонентских тепловых вводах объектов, являющихся источниками блуждающих токов (объекты трамвайной сети, метрополитена, электрифицированных железных дорог), должны быть установлены электроизолирующие фланцевые соединения (ЭФС). 11. На трубопроводах тепловых сетей с электрохимической защитой с помощью электродренажных и катодных установок должны быть предусмотрены стационарные контрольно-измерительные пункты (КИП) для контроля эффективности их действия. 12. Защита от коррозии стальных опорных строительных конструкций под трубопроводы тепловых сетей должна предусматриваться в соответствии со СНиП 2.04.07-86 [2]. 1.2. Признаки опасности наружной коррозии и требования к методам их определения 13. Опасность наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей должна определяться по наличию признаков опасности, которые зависят от способа прокладки тепловых сетей. 14. Для подземных тепловых сетей, проложенных в каналах, признаками опасности наружной коррозии трубопроводов следует считать: 5 1) наличие воды в канале или занос канала грунтом, когда вода или грунт достигают изоляционной конструкции (при отсутствии возможности удаления воды или грунта из канала); 2) увлажнение теплоизоляционной конструкции (обнаруживаемое в процессе эксплуатации) капельной влагой с перекрытия канала, достигающей поверхности труб, или влагой, стекающей по щитовой опоре; 3) наличие на поверхности труб следов коррозии в виде язв или пятен с продуктами коррозии (ржавчиной) на отдельных участках поверхности металла труб. Для подземных тепловых сетей канальной прокладки при наличии в канале воды или грунта, достигающих изоляционной конструкции, наличие опасного влияния постоянного или переменного блуждающего тока увеличивает скорость коррозии наружной поверхности трубопроводов, контактирующей с водой или грунтом. 15. Для подземных тепловых сетей, проложенных бесканально, признаками опасности наружной коррозии следует считать: коррозийную агрессивность грунтов, уцененную как «высокая»; опасное влияние постоянного и переменного блуждающих токов на трубопроводы тепловых сетей. 16. Коррозионная агрессивность грунта по отношению к углеродистой и низколегированной стали, из которой изготавливаются трубы тепловых сетей, должна определяться по величине удельного электрического сопротивления грунта (УЭС) и оцениваться, соответственно, в таблице 1. Таблица 1 Коррозионная агрессивность грунта по отношению к углеродистой и низколегированной стали Коррозионная агрессивность грунта Низкая Средняя Высокая Значение удельного электрического сопротивления грунта, Ом-м Свыше 50 От 20 до 50 До 20 17. Признаком опасного влияния постоянных блуждающих токов на трубопроводы подземных тепловых сетей следует считать наличие знакопеременного (знакопеременная зона) или изменяющегося по времени смещения разности потенциалов между трубопроводами тепловых сетей и электродом сравнения от стационарного потенциала в сторону положительных значений (анодная зона). Под стационарным потенциалом следует понимать потенциал стального трубопровода, измеренный относительно электрода сравнения при отсутствии 6 блуждающих токов или поляризации от внешних источников блуждающих токов. 18. Признаком опасного влияния переменных блуждающих токов на трубопроводы подземных тепловых сетей следует считать смешение среднего значения разности потенциалов между трубопроводами тепловых сетей и медно-сульфатным электродом сравнения в отрицательную сторону не менее чем на 10 мВ по сравнению с разностью потенциалов, измеренной при отсутствии влияния переменного тока. 19. Для определения признаков опасности наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей должны систематически проводиться осмотры поверхностей трубопроводов подземных тепловых сетей и измерительные работы для оценки коррозийной агрессивности грунтов и опасности действия блуждающих токов. При осмотрах и измерительных работах должны быть выполнены следующие работы: 1) выявлено состояние каналов для установления наличия и уровня их затопления или заноса грунтом*; 2) произведена оценка интенсивности коррозийных разрушений трубопроводов тепловых сетей на участках, где зафиксированы признаки опасности наружной коррозии трубопроводов*; 3) выявлены участки тепловых сетей, проложенных бесканально, находящиеся в зоне грунтов высокой коррозийной агрессивности; 4) выявлены участки тепловых сетей, находящиеся в зоне опасного влияния блуждающих токов, с определением основных источников блуждающих токов; ________________ * Примечание: Выявление участков затопления или заиливания непроходных каналов, оценка интенсивности коррозионных разрушений на поверхности трубопроводов может осуществляться различными методами, в том числе путем вскрытия грунта и строительных конструкций. 5) определен характер влияния установок ЭХЗ смежных подземных сооружений на тепловые сети, а также возможность совместной защиты трубопроводов тепловых сетей со смежными сооружениями; 6) проведена проверка эффективности мероприятий по снижению утечки тока с рельсовых путей электрифицированного транспорта, работающего на постоянном токе. 20. Измерения УЭС грунтов должны производиться по мере необходимости для выявления участков трассы тепловых сетей бесканальной прокладки, находящихся в грунтах с высокой коррозийной агрессивностью, а также при выборе типа, конструкции и расчете анодного заземлителя при необходимости электрохимической (катодной защиты трубопроводов тепловых сетей). 7 21. Измерения УЭС грунтов могут производиться в полевых условиях на трассах тепловых сетей или в лабораторных условиях на предварительно отобранных пробах грунта. 22. Измерения УЭС грунтов на трассах действующих тепловых сетей должны производиться вдоль трассы тепловой сети через каждые 100-200 м на расстоянии 2-4 м от ее оси. На трассах проектируемых тепловых сетей измерения УЭС грунтов должны проводиться вдоль оси предполагаемой трассы через каждые 100-200 м. 23. Измерения УЭС должны производиться в период отсутствия промерзания грунтов на глубине заложения трубопроводов тепловых сетей с помощью измерителей сопротивления (типов М-416, Ф-416, МС-08 или других приборов) по методике, приведенной в [1]. 24. Для измерения УЭС грунтов в лабораторных условиях должен быть произведен отбор проб грунта в шурфах, скважинах или траншеях из слоев, расположенных на глубине прокладки трубопроводов тепловых сетей, вдоль трассы через каждые 100-200 м на расстоянии 0,7-1,0 м от боковой стенки одной из труб. 25. Коррозионные измерения для выявления опасного действия постоянных и переменных блуждающих токов на трубопроводы подземных прокладок тепловых сетей должны производиться в зонах влияния блуждающих токов один раз в 6 месяцев, а также после каждого значительного изменения режима работы систем электроснабжения электрифицированного транспорта (изменение графика работы электротранспорта, изменение расположения тяговых подстанций, отсасывающих пунктов и т.п.), условий, связанных с развитием сети подземных сооружений и источников блуждающих токов, введения средств электрохимической защиты на смежных подземных сооружениях. В остальных случаях измерения должны производиться один раз в два года. 26. Определение характера воздействия постоянных и переменных блуждающих токов на трубопроводы тепловых сетей на участках бесканальной прокладки, а также на участках канальной прокладки при затоплении каналов или заносе их грунтом должно производиться измерением смещения разности потенциалов между трубопроводами тепловых сетей и электродом сравнения относительно стационарного потенциала трубопроводов. Измерения должны выполняться в КИП, тепловых камерах, на тепловых 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 (мультиметр цифровой 43313.1, вольтамперметр ЭВ2234, милливольтметр Н-399). 27. Опасное действие переменного блуждающего тока должно определяться на участках бесканальной прокладки тепловых сетей, а также на участках канальной прокладки тепловых сетей (при затоплении каналов или 8 заносе их грунтом), на которых зафиксированы значения напряжения переменного тока между трубопроводами и землей, превышающие 0.3 В. 28. Измерение смещения потенциалов трубопроводов тепловых сетей, вызываемого переменным током, должно производиться на вспомогательном электроде (ВЭ) относительно переносного медносульфатного электрода сравнения (МЭС) до и после подключения ВЭ к трубопроводам через конденсатор, емкостью 4 мкф. 29. Организации, выполняющие проектные, строительно-монтажные, пусконаладочные и эксплуатационные работы по защите тепловых сетей от наружной коррозии и связанные с ними испытания и электрические измерения, должны иметь соответствующие лицензии. 1.3. Признаки опасности внутренней коррозии и требования к методам их определения 30. Длительное время считалось, что подавляющая часть повреждений трубопроводов теплосети связана с наружной коррозией. Это происходило в результате того, что в статистике повреждаемости тепловых сетей учитывались обычно только аварийные случаи. Под определение «авария» попадает далеко не каждое повреждение. Так, по результатам обследований ОРГРЭС, проведенных до 1989 г., в общем количестве аварийных отключений доля повреждений от внутренней коррозии не превышала 7%. В то же время для выявления степени надежности применяемых конструкций трубопроводов теплосети необходим анализ всех происшедших повреждений, а не только тех повреждений, которые произошли в отопительный период и вызвали отключение потребителей. По этому важно включить в анализ все повреждения, в том числе те повреждения, которые были выявлены при гидравлических и температурных испытаниях тепловых сетей. 31. Проведенное ОРГРЭС и ВТИ за 1988-1989 г.г. обследование систем теплоснабжения 12 городов показало, что реальная повреждаемость тепловых сетей от внутренней коррозии составляет 20-30%. ВТИ разработаны нормативные документы, облегчающие определение характера коррозионных повреждений трубопроводов теплосети (приложения 2 и 3). Полученные данные обследования по [47] показали, что внутренняя коррозия протекает с различной скоростью практически во всех тепловых сетях независимо от физико-химических параметров сетевой воды и прочих условий. 32. Наружная и внутренняя коррозии являются в некотором смысле конкурирующими процессами: при более низкой скорости внутренней коррозии относительно частая замена труб из-за наружной коррозии позволяет не обращать внимания на внутреннюю коррозию. Следовательно, при улучшении качества антикоррозионных наружных покрытий, повышении 9 качества строительства и эксплуатации подземных трасс доля повреждений от внутренней коррозии будет возрастать. 33. В подавляющем большинстве случаев внутренняя коррозия имеет локальный характер и проявляется в виде язв, перерастающих в свищи. Даже не большие свищи, увлажняя внешнюю изоляцию труб, вызывают резкую интенсификацию наружной коррозии на значительной поверхности. 34. Внутренняя коррозия трубопроводов теплосети в последние десятилетия стала серьезным фактором, определяющим надежность систем теплоснабжения. 35. Одним из главных факторов, влияющим на процесс внутренней коррозии и соответственно на повреждаемость тепловых сетей, являются параметры водно-химического режима. Анализ изменения норм воднохимического режима в «Правилах технической эксплуатации электрических станций и сетей» различных лет издания (таблица 2) показывает, что нормы ПТЭ за последние 40 лет постепенно ужесточались: введено более жесткое нормирование содержания кислорода в воде, запрещено наличие в воде свободной углекислоты, нормируется содержание железа. Следовательно, нельзя говорить о водно-химических причинах увеличения повреждаемости тепловых сетей от внутренней коррозии в последние десятилетия. Реальной причиной «проявления» внутренней коррозии в последние годы является совершенствование конструкции подземной прокладки трубопроводов теплосети, способов гидроизоляции труб и т.д. Поэтому повреждаемость трубопроводов теплосети от наружной коррозии должна уменьшаться. Таблица 2 Изменение норм водно-химического режима теплосети в ПТЭ Показатель норм водного режима теплосети 1 Предельное содержание кислорода для закрытой системы, мкг/дм3: - в подпиточной воде - в сетевой воде Предельное содержание кислорода для открытой системы, мкг/дм3: - в подпиточной воде - в сетевой воде Нормируемый показатель ПТЭ по годам 1953 1962 1968 1977 1989 2 3 4 5 6 100 100 50 - - - 100 50 50 - - - 30100* - 50 30100* - 50 20 20 10 Продолжение таблицы 1 Предельная карбонатная жесткость, мкг-экв/дм3 Кальциевая жесткость, мкг-экв/дм3 Предельное содержание взвешенных веществ, мг/дм3 Свободная углекислота, мг/дм3 рН - для открытой системы - для закрытой системы 2 700 3 700 4 700 5 5 - 5 5 6 * Отсутствует По ГОСТ 2874- 6,5-8,5 санитарным 54 нормам 6,5-8,5 Можно >8,5 ** 5 - Масла и тяжелые нефтепродукты, мг/дм3 - для открытой системы По санитарным нормам - для закрытой системы Предельное содержание соединений железа, мг/дм3 - для открытой системы - для закрытой системы _____________________ *Зависит от температуры. **Зависит от температуры и щелочности. 8,39,0 8,39,5 1,0 1,0 0,3 1,0 - 0,3 0,5 36. Второй причиной увеличения внутренней коррозии является уменьшение толщины стенок трубопроводов теплосети (таблица 3). При сравнении толщины стенок труб по нормам 1938 и 1981 гг. видно, что толщина самых распространенных в тепловых сетях труб (диаметром 200-800 мм) уменьшилась на 25-50%. Естественно, что при постоянной скорости коррозии повреждаемость труб с более тонкой стенкой должна быть больше. А так как доля «конкурирующей» наружной коррозии уменьшилась, то доля внутренней коррозии увеличилась. Соответственно, при уменьшении количества повреждений от наружной коррозии, доля повреждений от внутренней коррозии будет возрастать. В будущем, при широком внедрении пенополиуретановой изоляции трубопроводов и системы контроля ее увлажнения, доля наружной коррозии будет приближаться к нулю, а внутренней коррозии - к 100%. 11 Таблица 3 Толщина стенок труб, мм по нормам проектирования различных лет* Условный диаметр трубопровода, мм 50 80 100 125 150 200 250 300 350 400 450 500 600 700 800 900 1000 1200 1400 * 1938 2,75 3,25 4,00 4,00 4,50 6,50 7,00 8,00 8,00 9,00 10,00 11,00 13,00 15,00 16,00 - Толщина стенки, мм по нормам 1956* 1959* 1971* 3,50 3,50 3,00 4,00 3,50 3,00 4,00 4,00 3,50 4,00 4,00 3,50 4,50 4,50 4,50 8,00 6,00 5,00 9,00 7,00 7,00 10,00 8,00 7,00 10,00 9,00 9,00 6,00 6,00 9,00 6,00 6,00 9,00 6,00 6,00 10,00 7,00 7,00 11,00 7,00 8,00 12,00 8,00 9,00 13,00 9,00 10,00 14,00 10,00 11,00 12,00 14,00 1981* 3,00 3,00 3,50 4,50 5,00 5,00 6,00 6,00 7,00 8,00 8,00 8,00 9,00 10,00 11,00 14,00 ________________ Примечание: * Зависит от температуры 37. Третьим фактором является изменение качества металла, используемого для трубопроводов теплосети. Это связано с изменением технологии выплавки стали. Ранее выплавка стали проводилась в мартеновских печах и время выплавки составляло около 48 часов, что обеспечивало достаточно полное удаление неметаллических включений. Неметаллические включения являются стимуляторами развития язвенной коррозии в условиях теплосети. В последние десятилетия на металлургических комбинатах устанавливаются только конвертеры, время выплавки стали в которых составляет лишь несколько часов. За это время качественного удаления неметаллических примесей из стали не происходит. 38. По характеру коррозионного разрушения различают следующие виды электрохимической коррозии: общую или сплошную коррозию, которая 12 охватывает всю поверхность металла, и локальную (местную) коррозию, когда разрушение локализуется на отдельных участках поверхности, а остальная часть поверхности металла остается почти не затронутой коррозией. Общая коррозия подразделяется на: 1) равномерную, которая протекает с одинаковой скоростью по всей поверхности металла; 2) неравномерную, для которой характерна различная скорость коррозии на разных участках металла; 3) избирательную, при которой разрушается только один компонент сплава и поверхность сплава постепенно обогащается другим компонентом. 39. Локальная коррозия тоже может быть различных типов: 1) Питтинговая (точечная) или язвенная коррозия. Язвой называется локальное повреждение металла значительного диаметра, при котором глубина повреждения соизмерима с его диаметром (например, повреждения, имеющие вид раковины). И питтинговая, и язвенная коррозии могут быть сквозными. Механизм питтингообразования и язвообразования на начальных стадиях одинаков. 2) Коррозия пятнами, при которой поражение на отдельных участках распространяется сравнительно неглубоко, но занимает значительные участки поверхности. Этот вид коррозии часто встречается при наружной коррозии трубопроводов теплосети. 3) Коррозионное растрескивание - коррозия при одновременном воздействии коррозионной среды и механических напряжений с образованием трещин на границах кристаллитов (межкристаллитная коррозия) или трещин, проходящих через кристаллы (транскристаллитная коррозия). 40. Углеродистые стали в условиях теплосети подвергаются обычно общей неравномерной коррозии. Неравномерность выражена тем больше, чем выше агрессивность воды. При использовании коррозионно-агрессивных вод можно говорить о ярко выраженной локальной коррозии сталей, хотя общая коррозия на остальной поверхности металла также протекает. Коррозионное растрескивание в условиях теплосети может встречаться только на сильфонных компенсаторах, выполненных из нержавеющих аустенитных сталей. 41. Существует классификация видов электрохимической коррозии по условиям ее протекания: например, атмосферная коррозия (в тонких пленках влаги), подземная коррозия (в грунтах) и т.д. В условиях систем теплоснабжения основным видом внутренней коррозии является коррозия в объеме электролита (воде). Кроме того, встречается контактная коррозия, т.е. электрохимическая коррозия, вызванная контактом металлов, имеющих различные потенциалы коррозии в воде, например, коррозия абонентских подогревателей в месте контакта латунных трубок и стальной трубной решетки. А также щелевая коррозия - коррозионное разрушение в щелях и зазорах между металлами, например, при не проварке сварных швов или в местах неплотного 13 контакта металла с неметаллическими коррозионно-инертными материалами (прокладками). 42. Скорость общей коррозии металлов оценивают по потере массы металла, отнесенной к единице поверхности и единице времени (весовой показатель скорости коррозии К, г/(м2∙ч), или по средней глубине коррозионного разрушения металла за единицу времени П, мм/год. Величина этих показателей определяется следующими уравнениями: K = Δm/ (ST), П - 8,76К/d, где Δm - потеря массы металла, г; S - общая поверхность коррозирующего металла, м2; Т - продолжительность коррозионного процесса, ч; d - плотность металла, г/см3. При практических расчетах пользуются следующими соотношениями К/П: для железа и углеродистой стали 0,9, для меди и медных сплавов - 1,02, для алюминия и алюминиевых сплавов 0,31. 43. Скорость электрохимической коррозии контролируется силой коррозионного (анодного) тока. Плотность анодного тока, называемая также токовым показателем коррозии, связана с весовым показателем выражением: ia = Kn F∙10-4 / А = 2,68Кп ∙ 10-3 /А, где ia - плотность анодного тока, А/см3; К - весовой показатель коррозии, г/(м2ч); n - заряд иона металла, переходящего в раствор; F - постоянная Фарадея, равная 26,8 А∙ч /г∙экв; А - атомный вес металла. 44. Опасность питтинговой (язвенной) коррозии оценивают по максимальной глубине коррозионных разрушений. Помимо глубины коррозии питтинговую коррозию также характеризуют коэффициентом питтингообразования Кпит. Это отношение максимальной глубины питтинга hмакс к средней глубине проникновения коррозии, отнесенной ко всей поверхности Кпит = hмакс / П. 14 2. Требования к защитным антикоррозионным покрытиям для трубопроводов тепловых сетей. методы контроля защитных свойств покрытий. Общие требования 45. Все стальные трубопроводы тепловых сетей должны защищаться от наружной коррозии с помощью антикоррозионных покрытий, которые наносятся на поверхность труб, за исключением случаев, указанных в пункте 3. 46. Выбор антикоррозионных покрытий должен производиться в зависимости от способа прокладки тепловых сетей, вида и температуры теплоносителя с учетом наличия в регионе производств по антикоррозионной защите трубопроводов или выпуску антикоррозионных материалов по согласованию с инвестором. 47. Антикоррозионные покрытия, рекомендуемые для защиты трубопроводов тепловых сетей, приведены в таблице 4. 48. Покрытия, которые предполагается применить для трубопроводов тепловых сетей, но не включенные в таблицу 4, должны предварительно проходить комплексные стендовые испытания по [7] и отвечать предъявляемым требованиям пункта 51. Комплекс испытаний, включенных в методику, позволяет оценивать основные физико-механические, диэлектрические и прочие свойства защитных покрытий и тенденцию к старению покрытий в наиболее жестких коррозионных условиях, характерных для работы подземных тепловых сетей. С этой целью ряд показателей защитных свойств покрытий должен определяться как до начала испытаний, так и после их завершения. Для выполнения работ по испытаниям антикоррозионных покрытий организация должна быть аттестована и иметь разрешение (лицензию). 49. Пригодность покрытия для антикоррозионной защиты труб тепловых сетей должна оцениваться по следующим основным показателям: 1) удельному объемному электрическому сопротивлению; 2) сплошности; 3) прочности при ударе; 4) адгезии; 5) гибкости; 6) водопоглощению. 50. Покрытия, защитные свойства которых не отвечают предъявляемым требованиям, применять для антикоррозионной защиты трубопроводов тепловых сетей не допускается. 51. Покрытия для защиты трубопроводов водяных тепловых сетей от наружной коррозии должны отвечать следующим требованиям: 1) термостойкость - 1875 ч при температуре 150°С (Приложение 1, пункт 24). 2) термовлагостойкость - 50 циклов «увлажнение-сушка» - один цикл включает полное увлажнение тепловой изоляции, окружающей трубу с 15 покрытием, с последующей сушкой при температуре 75°С в течении 5 суток (Приложение 1, пункт 25). 3) стойкость в агрессивных средах: сохранение защитных свойств под воздействием кислого рН = 2,5 в течение 3000 ч и щелочного рН=10,5 в течение 3000 ч растворов (для металлизационных алюминиевых покрытий при рН = 4,5 и рН = 9,5); 4) стойкость к воздействию приложенных электрических потенциалов анодных 0,5-1.0 В в течение 3000 ч и катодных минус 0,5-1,0 В в течение 3000 ч. Покрытия, предназначенные для применения в бесканальных прокладках, кроме того, должны быть устойчивы к истиранию: сохранять защитные свойства после поступательно-возвратных перемещений трубы с покрытием с суммарной длиной перемещений 250 м, под нагрузкой на трубу от давления грунта 2300 кгс/м2, в обсыпке из речного песка с 10-15% (по массе) гравийнощебеночных включений. 52. После полного цикла стендовых испытаний покрытие должно сохранять защитные свойства (отсутствие разрушений покрытия и коррозии металла), а физико-механические показатели его должны быть: 1) Удельное объемное электрическое сопротивление (УОЭС) не ниже Pv > 1∙108 Ом-см (на класс металлизационных покрытий и на лакокрасочные покрытия, включающие металлические наполнители и являющиеся электропроводными, не распространяется); 2) сплошность 100%; 3) прочность при ударе для классов лакокрасочных, оклеечных и металлизационных покрытий не ниже 30 кгс-см, для класса стеклоэмалевых не ниже 7 кгс∙см; 4) адгезия - «удовлетворительная»; 5) гибкость - отсутствие излома на оправке диаметром не более 100 мм (на класс стеклоэмалевых покрытий не распространяется); 6) водопоглощение - не более 0,6% после 120 ч нахождения в воде (на класс стеклоэмалевых покрытий не распространяется). Примечание. Значение УОЭС является одним из основных показателей, по которому оцениваются защитные свойства покрытия и главным образом, динамика их изменения в процессе воздействия внешних факторов. 16 Таблица 4 Антикоррозионные покрытия, рекомендуемые для защиты трубопроводов тепловых сетей от наружной электрохимической коррозии Наименован ие покрытия Класс покрыт ия 1 1. Покрытие из безгрунтово й стеклоэмали марки 155 Т" 2 Стеклоэ малевое Структура Общая Способ покрытия по толщин прокладки. слоям. ГОСТ и ТУ а, мм Вид на материалы и теплоносит изделия еля 3 Два покровных слоя из эмали 155Т. ТУ251БССР-273-86 («Трубы стальные эмалированные для тепловых сетей» - ТУ 34-3189) 2. Покрытие Стеклоэ Два покровных из малевое слоя из эмали МКстеклоэмали 5 или МК-5Р. МК-5 или («Трубы стальные МК-5Р* гладкие одношовные с двухсторонним стеклоэмалевым покрытием» - ТУ 33-РСФСР-33-92) 3.Органосил Лакокра Три слоя икатное сочное органосиликатной покрытие краски ОС-51-03 типа ОС-51ТУ 84-725-83. 03 (с Термообработка термообрабо при температуре ткой) 200°С 4.Органосил Лакокра Четыре слоя икатное сочное органосиликатной покрытие краски ОС-51-03 типа ОС-51ТУ 84-725-83. С 03 (с отвердителем отвердителе естественной м сушки естественно й сушки) 4 0,5-0,6 Вид тепловой изоляции Максималь но допустимая температур а теплоносит еля, °С 7 300 5 Подземная в непроходн ых каналах; Подземная бесканальн ая. Вода и пар Подземная в непроходн ых каналах; Подземная бесканальн ая. Вода и пар 6 Все виды тепловой изоляции Все виды тепловой изоляции 300 0,250,30 Подземная в непроходн ых каналах. Вода Все виды тепловой изоляции 180 0,45 Подземная в непроходн ых каналах. Вода Все виды тепловой изоляции 150 0,5-0,6 17 Продолжение таблицы 1 2 3 5.Эпоксидно Лакокра Три покровных е покрытие сочное слоя эпоксидной ОП-969 эмали ЭП-969 ТУ 6-10-1985-84 6. Кремний органическо е покрытие КО* 7. Изоловое покрытие 8. Стекло армированн ое битумопроп иленовое покрытие типа СБП (А) 4 0,1 Лакокра Три покровных 0,25 сочное слоя из кремний органической композиции КО (естественной сушки) ТУ 88. УССР 0.88.001-91 Оклееч 1. Битумная 5-6 ное грунтовка (1 вес. ч битума БНИ IV (ГОСТ 9812-74) на 2,5 вес. ч бензина 2. Холодная изольная мастика МРБ-Х-Т15.ТУ 21-27-37-74 мпсм. 3. Изол ГОСТ 10296-79. 4. Холодная изольная мастика. 5. Изол. 6. Бумага мешочная ГОСТ 2228-81 Оклеен Четырехсложное 4-6 ное покрытие СПБ (А). ТУ 400-2-40193 1. Битумная грунтовка или лак БТ-577 (толщиной 0,05-0,2 мм) 2. Битумопропилено вая мастика и армирующий стеклохолст(1,52,0 мм). 3. Битумопропилено вая мастика и армирующий 5 Подземная в непроходн ых каналах. Вода Подземная в непроходн ых каналах. Вода 6 7 Все виды 150 подвесной тепловой изоляции Вс е виды подвесной тепловой изоляции 150 Подземная в непроходн ых каналах. Вода Все виды подвесной тепловой изоляции 150 Подземная в непроходн ых каналах. Подземная бесканальн ая. Вода Все виды подвесной тепловой изоляции. Теплоизо ляционны е конструкц ии бесканаль ной прокладки с битумове рмикулит ом и битумоке рамзитом 150 18 9.Металлиза ционное алюминиево е покрытие Металл изацион ное 10.Покрытие Металл на основе изацион оксида ное алюминия* стеклохолст (1,52,0 мм). 4. Битумопропилено вая мастика и обертка бумагой мешочной (1,5-2,0 мм) ГОСТ 2228-81 Два покровных 0,25слоя 0,30 металлизационног о алюминиевого покрытия. ГОСТ 9.304-87. Один слой пропитан одним из следующих материалов: ОС 51-03 ТУ 84-72583; ЭП 969. ТУ 6-10-1985-84; КО 198М. ТУ 6-02-821-74: КО 921. ГОСТ 16508-70 Один слой 0,2-0,3 покрытия плазменного напыления из смеси порошков алюминия ПА-4. ТУ 70989 (института «Элис» - 85% (по массе) и ильменита (месторождения Иршанского. ТУ 48-4-236-72 или ГремяхоВырмесского) 15% Подземная в непроходн ых каналах ив тоннелях; подземная бесканальн ая, по стенам снаружи зданий, в технически х подпольях. Вода Все виды 150 подвесной тепловой изоляции и теплоизол яционные конструкц ии бесканаль ных прокладок Подземная в непроходн ых каналах; подземная бесканальн ая. Вода Все виды 150 подвесной тепловой изоляции, теплоизол яционные конструкц ии бесканаль ной прокладки Примечания: 1. Покрытия, отмеченные *, наносятся на трубы только в заводских условиях. 2. Металлизационные алюминиевые покрытия следует применять для трубопроводов с теплоизоляцией из материалов, имеющих рН не ниже 4,5 и не выше 9,5. 19 3. Требования к проверке физико-механических показателей антикоррозионных покрытий. 53. Измерение толщины антикоррозионных покрытий в диапазоне от 0 до 3 мм рекомендуется производить с помощью магнитных измерителей толщины, погрешность которых в диапазоне от 60 до 250 мкм не должна превышать ± (0,2 Ах+5) мкм, в диапазоне от 250 мкм и более ± (0,2Ах+5) мкм, где Ах номинальное значение измеряемой величины (типов МТ-41 МЦ, МИП-10 или др.) Для измерения толщины более 3 мм следует использовать штангенциркуль с погрешностью измерений 0,05 мм. 54. Определение сплошности антикоррозионных покрытий должно производиться электроконтактным методом для всех классов покрытий, кроме металлизационных и лакокрасочных, включающих металлические наполнители и являющихся электропроводными. Сплошность покрытий контролируется с помощью специально предназначенных для этого дефектоскопов. Электрические дефектоскопы не могут быть использованы; для покрытий, включающих в качестве наполнителя электропроводные материалы. Сплошность стеклоэмалевых и лакокрасочных покрытий (толщиной до 0,5 мм) рекомендуется проверять с помощью электроконтактных дефектоскопов (например, типа ЛКД-1 с питанием от аккумуляторных батарей с номинальным напряжением 8,4 В). Для оклеенных покрытий и лакокрасочных, толщиной более 0,5 мм рекомендуется применять искровой дефектоскоп с напряжением на щупе до 20 кВ. Оклеечные покрытия, толщиной 5 мм и более, проверяются при напряжении 20 кВ; лакокрасочные покрытия при толщине соответственно 200 мкм - при 2 кВ, 300 мкм - при 3 кВ, 400 мкм - при 4 кВ, 500 мкм - 5 кВ. Сплошность металлизационных покрытий должна определяться визуально (не должно быть участков, где отсутствует покрытие). 55. Определение удельного объемного электрического сопротивления антикоррозионных покрытий производится согласно ГОСТ 6433.2-71 [25]. Для антикоррозионных покрытий, применяемых в тепловых сетях, определение УОЭС допускается производить по методу ВНИИГ им. Б.Е.Веденеева.* Измерения рекомендуется производить с помощью тераомметров с основной погрешностью на рабочих поддиапазонах от 3∙10 8 до 1011 Ом не более ± 4%; от 3∙1011 до 1012 Ом не более ± 6%; на рабочем поддиапазоне 10 13 Ом не более ± 10% (тип Е6-13А). Значение УОЭС - Pv (Ом,∙см) следует определять по формуле: Pv = Rv SA / b, где Rv - переходное электрическое сопротивление покрытия, измеренное тераомметром, Ом; 20 SA - площадь покрытия, контактирующая с измерительным электродом, см ; 2 b - среднее арифметическое значение толщины покрытия, см. 56. Определение ударной прочности антикоррозионных покрытий должно производиться по ГОСТ 4765-73 [26]. За ударную прочность покрытия принимается наибольшая высота, при свободном падении с которой груз массой 1 кг не вызывает разрушения покрытия. Ударная прочность выражается в кгс см. За результат испытаний должно приниматься среднее арифметическое трех определений, проводимых последовательно на разных участках образца. Отклонение от среднего значения должно быть не более 1 кгс-см. 57. Определение адгезии лакокрасочных антикоррозионных покрытий рекомендуется производить по методу решетчатых надрезов в соответствии с ГОСТ 15140-78 [27]. Сущность метода заключается в нанесении на лакокрасочное покрытие решетчатых надрезов и визуальной оценки по четырехбалльной системе состояния покрытия после нанесения надрезов. Размер единичного квадрата должен выбираться в зависимости от толщины покрытия: при толщине покрытия менее 60 мкм - 1 x 1 мм, при толщине от 60 до 120 мкм - 2 x 2 мм, при толщине от 120 до 200 мкм - 3 x 3 мм. Адгезия в баллах оценивается по состоянию решетки надрезов. ____________________ * Данный метод опробован рядом научно-исследовательских и эксплуатационных организаций (ВНИИГ, ОРГРЭС, АКХ) и применяется при испытаниях антикоррозионных покрытий для стальных труб тепловых сетей. Точность получаемых при этом методе результатов несколько ниже, чем при измерениях по ГОСТ 6433.2-71, но этот метод дает возможность производить измерения на образцах, проходящих испытания, и на трубах в заводских и полевых условиях. Адгезия, оцененная в 1 и 2 балла, считается удовлетворительной. (1 балл края надрезов гладкие, без признаков отслаивания; 2 балла - незначительное отслаивание покрытия в местах пересечения линий решетки не менее чем на 5% поверхности решетки). Адгезию оклеенных покрытий следует проверять путем надреза покрытия до металла по двум сходящимся под углом 45-50 градусов линиям и определения усилия отрыва с помощью динамометра. Покрытие должно отделяться от трубы с усилием не менее 2 кгс. 58. Определение гибкости антикоррозионных покрытий следует производить по ГОСТ 6806-73 [28], при этом испытательная панель должна быть дополнена оправками диаметрами 30, 50, 75, 100, 150 мм. За значение 21 гибкости принимается минимальный диаметр стержня в миллиметрах, на котором при изгибе образца испытуемое покрытие остается неповрежденным. 59. Определение водопоглощения антикоррозионных покрытий следует производить по ГОСТ 21513-76 [29]. Водопоглощение характеризуется количеством воды, сорбированной единицей массы покрытия при нахождении его в воде в течение установленного срока (для покрытий, предназначенных для труб тепловых сетей - 120 ч). 4. Требования к нанесению антикоррозионных покрытий 60. Защитные антикоррозионные покрытия должны наноситься на трубы в стационарных условиях, механизированным способом на трубозаготовительных заводах или производственных базах строительномонтажных предприятий. Нанесение покрытий в полевых условиях допускается при защите участков сварных соединений трубопроводов и арматуры, при устранении повреждений покрытия, а также при малых объемах ремонтных работ. 61. Перед нанесением покрытий должна быть обеспечена качественная подготовка поверхности труб. Подготовка поверхности является основной технологической операцией, которая непосредственно предшествует нанесению покрытия. Эта операция производится с целью создания условий, обеспечивающих прочное сцепление покрытия с поверхностью трубы путем полной очистки последней от продуктов коррозии, окалины, масла, влаги, всевозможных загрязнений, и придания поверхности необходимой шероховатости. Технология подготовки поверхности труб должна строго соответствовать требованиям технических условий по нанесению того или иного вида покрытия. 62. Для обеспечения заданных защитных свойств покрытий должен производиться контроль нормируемых показателей качества покрытий. Качество антикоррозионных покрытий должно проверяться на предприятии (заводе) после окончания работ по нанесению покрытий на трубы и на трассе после гидравлического испытания трубопровода и нанесения антикоррозионного покрытия на участки сварных стыковых соединений. Контроль качества должен включать: наружный осмотр, контроль сплошности, проверку адгезии, измерение толщины покрытия. Наружным осмотром выявляются видимые дефекты покрытия (отслоения, трещины, сколы), допущенные при нанесении покрытия или в процессе транспортировки труб и при проведении монтажных работ на трассе. Все обнаруженные дефекты должны быть устранены. 22 63. На каждую партию труб с антикоррозионным покрытием, отправляемую на объекты строительства, должен быть выдан сертификат, в котором указывают данные по виду покрытия, толщине, сплошности, адгезии с металлом. 64. К покрытиям класса «стеклоэмалевые» предъявляются следующие требования: 1) Стеклоэмалевые покрытия отличаются наиболее высокими защитными свойствами и, главным образом, высокой термостойкостью. Эти покрытия рекомендуются для применения при любых способах прокладки тепловых сетей и видах тепловой изоляции, в любых грунтовых условиях, для любого вида теплоносителя (вода, пар) при температурах до 300 °С. 2) Стеклоэмалевые покрытия должны наноситься на трубы в заводских условиях на специальных эмалировочных установках. 3) Стеклоэмалевые покрытия должны быть не менее чем двухслойными. Оптимальная толщина двухслойных покрытий должна быть 500-600 мкм. 4) Стеклоэмалевое покрытие, нанесенное на поверхность труб, должно иметь стопроцентную сплошность, не иметь пузырей, пор, отколов, трещин и других дефектов, обнажающих первый слой эмали или металл. 5) При работах с эмалированными трубами следует иметь в виду низкую, по сравнению с другими покрытиями, ударную прочность стеклоэмалей. Работы, связанные с транспортировкой, погрузкой, разгрузкой эмалированных труб и их монтажом на трассе, следует производить способами, исключающими порчу покрытия (механизированно). 6) Трубы со стеклоэмалевым покрытием должны транспортироваться к месту строительства на специальных трубовозах, оборудованных крепежными устройствами. Ложементы трубовозов должны иметь резиновые или войлочные прокладки. 7) При проведении сварочных работ на стыковых соединениях, соседние с завариваемыми стыками участки эмалированных труб должны быть защищены экранами, исключающими попадание брызг металла на стеклоэмалевое покрытие. 8) Участки сварных стыковых соединений трубопроводов, выполненных из эмалированных труб, а также места с поврежденным покрытием, должны эмалироваться на трассе с использованием специальных передвижных эмалировочных установок. При отсутствии таких установок защита участков сварных стыковых соединений трубопроводов тепловых сетей с теплоносителем - вода с температурой до 150°С должна производиться органосиликатным покрытием ОС51-03 (с отвердителем естественной сушки) с соблюдением технологических указаний. При отсутствии краски ОС51-03 допускается применение изолового покрытия. 65. К покрытиям класса «лакокрасочные» предъявляются следующие требования: 23 1) Органосиликатная композиция ОС51-03 рекомендуется для защиты от коррозии наружной поверхности трубопроводов тепловых сетей при подземной прокладке в непроходных каналах и подземной бесканальной прокладке для всех видов тепловой изоляции. Органосиликатная композиция ОС51-03 горячего отверждения должна наноситься на трубы только в заводских условиях. Эта композиция отличается повышенной термостойкостью и рекомендуется для защиты от наружной коррозии трубопроводов водяных тепловых сетей при температурах теплоносителя до180°С. Участки сварных стыковых соединений трубопроводов с покрытием ОС51-03 горячего отверждения должны защищаться краской ОС51-03 холодного отверждения (с отвердителем), наносимой в полевых условиях кистью на предварительно очищенную и обезжиренную поверхность металла. При нанесении покрытия ОС51-03 горячего и холодного отверждения должны строго соблюдаться технологические указания, приведенные в [1]. Необходимо учитывать, что краска ОС51-03 холодного отверждения после введения отвердителя, пригодна для применения в течение не более 48 ч. 2) Кремнийорганическое покрытие КО рекомендуется для защиты от наружной коррозии трубопроводов водяных тепловых сетей при подземных прокладках в непроходных каналах и любых видах тепловой изоляции при температурах теплоносителя до 150°С. 3) Кремнийорганическое покрытие КО должно наноситься на трубы только в заводских условиях методом электростатического напыления в закрытой камере, автоматически, без присутствия человека. 4) Покрытие КО должно иметь показатели, соответствующие следующим нормам: сплошность - 100%, прочность при ударе не менее 25 кгс-см, адгезия по методу решетчатых надрезов не более 2 баллов, гибкость - не более 60 мм, УОЭС не менее 1∙1014Ом∙см. 5) Композиция КО является токсичной и пожароопасной (относится к третьему классу опасности по ГОСТ 12.1.007-76) [31], что обусловлено свойствами растворителей, входящих в ее состав (толуол, сольвент, этилцеллозольв), в связи с чем при производстве, применении и испытании композиции КО должны строго соблюдаться правила техники безопасности и промышленной санитарии по ГОСТ 12.3.005-75 [30]. Покрытие КО в отвержденном состоянии является нетоксичным. 6) Защита участков сварных стыковых соединений трубопроводов с покрытием КО должна производиться покрытием ОС51-03 холодного отверждения в соответствии с требованиями подпункта 65 настоящих Правил. 7) Эпоксидное покрытие ЭП-969 рекомендуется для трубопроводов водяных тепловых сетей при подземных прокладках в непроходных каналах для всех видов тепловой изоляции при температурах теплоносителя до 150°С. 8) Эпоксидное покрытие ЭП-969 должно наноситься на трубы в заводских условиях. 24 На участках сварных стыковых соединений трубопроводов покрытие может наноситься в полевых условиях. Нанесение покрытия должно производиться с соблюдением технологических требований, приведенных в [1]. 9) Покрытие ЭП-969 должно иметь показатели, отвечающие следующим нормам: сплошность 100%, адгезия не ниже 1 балла, прочность при ударе не менее 50 кгс-см, УОЭС не менее 1∙108 Ом∙см. 10) При работах с покрытием необходимо учитывать, что эмаль ЭП-969 после введения отвердителя должна быть использована в течение 8 ч. 11) При работах с эпоксидной эмалью ЭП-969 необходимо соблюдать правила работ с взрывоопасными, пожароопасными и токсичными материалами. Покрытие ЭП-969 в отвержденном состоянии не оказывает вредного воздействия на организм человека. 66. К покрытиям класса «оклеечные» предъявляются следующие требования: 1) Изоловое и стеклобитумопропиленовое покрытия рекомендуются для защиты от наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей при подземных прокладках в непроходных каналах, для всех видов подвесной тепловой изоляции при температуре теплоносителя до 1500С. Стеклобитумопропиленовое покрытие рекомендуется также к применению в подземных безканальных прокладках с тепловой изоляцией из битумоперлита, битумовермикулита и битумокерамзита. 2) Изоловое и стеклобитумопропиленовое покрытия должны, как правило, наноситься на трубы в заводских условиях. На участках сварных стыковых соединений трубопроводов эти покрытия могут наноситься в полевых условиях. 3) При проведении работ по нанесению изолового покрытия необходимо строго соблюдать правила работ с взрывоопасными и пожароопасными материалами, так как в состав битумной грунтовки в качестве растворителя входит бензин. 4) Приемка изолового и битумопропиленового покрытий, нанесенных на трубы, должна производиться ОТК завода-изготовителя партиями в соответствии с нормотивно-технической документацией. Приемка стеклобитумопропиленового покрытия на трубах должна производиться не ранее 6 часов после нанесения покрытия. 5) На трубы со стеклобитумопропиленовым покрытием не позднее чем через 30 дней после нанесения на них покрытия должна быть нанесена тепловая изоляция. Складирование и перемещение труб со стеклобитумопропиленовым и изоловым покрытиями разрешается только механизированным способом, исключающим повреждения покрытия. Транспортировка изолированных труб должна производиться автомашинами, снабженными инвентарными прокладками и специальными крепежными устройствами. 25 67. К покрытиям класса «металлизационные» предъявляются следующие требования: Металлизационное алюминиевое покрытие (с пропиткой) рекомендуется для защиты от коррозии трубопроводов водяных тепловых сетей при подземных прокладках в непроходных каналах и надземных прокладках, а также при прокладках трубопроводов в тоннелях, по стенам снаружи зданий и в технических подпольях при температуре теплоносителя до 150°С. Покрытие может применяться со всеми видами подвесной тепловой изоляции и теплоизоляционными конструкциями безканальных прокладок при условии, если материалы, входящие в тепловую изоляцию, имеют рН не ниже 4,5 и не выше 9,5. 2) Металлизационное алюминиевое покрытие должно наноситься на трубы в заводских условиях газотермическим методом с помощью газопламенных или электродуговых металлизационных аппаратов в два слоя, суммарная толщина которых должна составлять 0,25-0,30 мм. 3) Подготовка наружной поверхности труб перед металлизацией должна производиться дробеструйной или дробеметной обработкой. Оптимальная шероховатость поверхности должна находиться в пределах 12,5-25,0 мкм. Шероховатость поверхности следует определять в соответствии с ГОСТ 2789-73 [32]. Перерыв между окончанием подготовки поверхности и началом металлизации не должен превышать 6 ч. 4) Поверх двух слоев металлизационного алюминиевого покрытия для перекрытия пористости должен быть нанесен один слой пропиточного материала. В качестве пропиточного материала рекомендуется использовать органосиликатную краску ОС51-03 холодного отверждения (с отвердителем), которая должна наноситься в один слой в соответствии с ТУ 84-725-83 [12] и [1]. Допускается для пропиточного слоя применять один из следующих лакокрасочных материалов: эмаль ЭП-969 (салатовую, ТУ 6-10-1985-84) [13], кремний- органическую композицию КО-198М (ТУ 6-02-821-74) [21], кремнийорганическую композицию КО-921 (ГОСТ 16508-70) [22]. 5) Защита участков сварных стыковых соединений трубопроводов с металлизационным алюминиевым покрытием в полевых условиях должна производиться ручным газопламенным или электродуговым металлизаторами. Участок сварного шва шириной 30-40 мм должен быть подвергнут механической очистке с помощью шлифовальной машинки или механических щеток до металлического блеска. Перерыв между окончанием очистки и началом металлизации в трассовых условиях должен быть не более 3 ч в сухую погоду и не более 30 мин - при работе в сырую погоду. Участки сварных стыковых соединений, изолируемые металлизационным алюминиевым покрытием в полевых условиях, должны быть защищены от атмосферных осадков. 6) Металлизационное покрытие на основе оксида алюминия должно наноситься на трубы только в заводских условиях методом плазменного 26 напыления. Покрытие наносится в один слой, толщина которого должна быть не менее 0,2 мм. 7) Защита участков сварных стыковых соединений трубопроводов с покрытием на основе оксида алюминия в трассовых условиях должна производиться либо металлизационным алюминиевым покрытием с применением ручных газопламенных или электродуговых меттализаторов либо органосиликатной краской ОС 51-03 холодного отверждения (с отвердителем). 5. Требования к электрохимической защите трубопроводов тепловых сетей и методы контроля ее эффективности. Общие требования 68. Электрохимическая защита трубопроводов тепловых сетей при наличии признаков опасности наружной коррозии (пункты 14 и 15 настоящих Правил) должна осуществляться методом катодной поляризации, основанном на снижении скорости коррозии трубопроводов по мере смещения потенциалов в сторону отрицательных значений относительно стационарного потенциала. Смещение потенциала трубопроводов должно осуществляться с помощью источников постоянного тока, либо с помощью вспомогательных электродов (протекторов, располагаемых в канале или непосредственно на поверхности трубопроводов), имеющих более отрицательный потенциал, чем потенциал защищаемого трубопровода. 69. Для трубопроводов тепловых сетей с пенополиуретановой тепловой изоляцией и трубой-оболочкой из жесткого полиэтилена (конструкция «труба в трубе») и аналогичной изоляционной конструкцией на стыках труб, отводах и углах поворотов, имеющих систему оперативного дистанционного контроля (ОДК) состояния изоляции трубопроводов, ЭХЗ не применяется. В случае отсутствия системы ОДК состояния изоляции трубопроводов решение о необходимости ЭХЗ принимает проектирующая организация по согласованию с инвестором (заказчиком). 70. Для трубопроводов тепловых сетей при бесканальной и канальной прокладках с металлизационным алюминиевым антикоррозионным покрытием на трубах средства ЭХЗ должны применяться только в случае опасного влияния блуждающих токов. 6. Требования к электрохимической защите трубопроводов тепловых сетей при бесканальной прокладке 71. Катодная поляризация трубопроводов тепловых сетей с антикоррозийным покрытием при бесканальной прокладке в грунтах высокой коррозионной агрессивности при отсутствии опасного влияния блуждающих 27 токов должна осуществляться таким образом, чтобы значения разности потенциалов между трубопроводами и медносульфатным электродом находились в пределах от минус 1,1 до минус 2,5 В. При отсутствии антикоррозионного покрытия на наружной поверхности трубопроводов значения разности потенциалов могут находиться в пределах от минус 1,1 до минус 3,5В. 72. Катодная поляризация трубопроводов тепловых сетей при бесканальной прокладке только при наличии опасного влияния постоянных блуждающих токов (в грунтах низкой и средней коррозионной агрессивности) должна осуществляться таким образом, чтобы обеспечивалось отсутствие на трубопроводах анодных и знакопеременных зон. 73. Катодная поляризация трубопроводов тепловых сетей при бесканальной прокладке только при наличии опасного влияния постоянных блуждающих токов (в грунтах низкой и средней коррозионной агрессивности) должна осуществляться таким образом, чтобы обеспечивались значения разности потенциалов, указанные в пункте 71. 74. Катодная поляризация трубопроводов тепловых сетей при бесканальной прокладке в грунтах высокой коррозийной агрессивности и одновременным опасным влиянием блуждающих токов должна осуществляться таким образом, чтобы средние значения разности потенциалов соответствовали установленным в пункте 7 значениям. При этом мгновенные значения потенциалов (по абсолютной величине) должны быть не менее значения стационарного потенциала, а при отсутствии возможности его определения - не менее 0,7 В. 7. Требования к электрохимической защите трубопроводов тепловых сетей при канальной прокладке в случаях затопления или заноса каналов грунтом 75. Катодная поляризация трубопроводов тепловых сетей с антикоррозийным покрытием при канальной прокладке(при затоплении или заносе канала грунтом) при отсутствии опасного влияния блуждающих токов и расположении анодных заземлителей за пределами канала должна осуществляться таким образом, чтобы значения разности потенциалов между трубопроводами и медно-сульфатным электродом сравнения находились в пределах от минус 1,1 до минус 2,5 В, а при отсутствии антикоррозионного покрытия на наружной поверхности трубопроводов - в пределах от минус 1,1 до минус 3,5 В. При одновременном опасном влиянии блуждающих токов средние значения разности потенциалов должны соответствовать указанным в данном пункте значениям. При этом мгновенные значения потенциалов (по абсолютной 28 величине) должны быть не менее значения стационарного потенциала, а при отсутствии возможности его определения - не менее 0,7 В. 76. Катодная поляризация трубопроводов тепловых сетей при канальной прокладке (при затоплении или заносе каналов грунтом) 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 от 0,3 до 0,8 В. 8. Способы электрохимической защиты трубопроводов тепловых сетей при разных способах прокладки и условиях эксплуатации 77. Катодная поляризация подземных трубопроводов тепловых сетей в зависимости от признаков опасности коррозии должна осуществляться с помощью установок электродренажной и катодной защиты, а также протекторов. 78. Электродренажная защита трубопроводов тепловых сетей (с помощью поляризованных или усиленных электродренажей) должна применяться при бесканальной прокладке в случае опасного действия постоянных блуждающих токов. Электродренажная защита трубопроводов тепловых сетей при канальной прокладке может применяться при опасном действии постоянных блуждающих токов в случаях затопления или заноса каналов грунтом. 79. Электродренажная защита трубопроводов тепловых сетей бесканальной и канальной прокладок может осуществляться совместно со смежными подземными металлическими сооружениями. 80. Поляризованные и усиленные дренажи, подключенные к рельсовым путям электрифицированных дорог с автоблокировкой, не должны нарушать нормальную работу рельсовых цепей систем централизованной блокировки (СЦБ). 81. Установки катодной защиты могут применяться при всех признаках опасности коррозии на трубопроводах тепловых сетей. При этом в случаях опасного влияния блуждающих токов они могут применяться, когда смещения потенциалов трубопроводов под влиянием блуждающих токов могут быть скомпенсированы токами установок катодной защиты. 82. Электрохимическая защита трубопроводов тепловых сетей на участках их прокладки в футлярах, а также при увлажнении изоляционной конструкции капельной влагой при прокладке в каналах должна осуществляться с помощью протекторов стержневого типа, устанавливаемых непосредственно на поверхности трубопроводов в тепловой изоляции. 29 Электрохимическая защита трубопроводов на участках их прокладки в футлярах должна осуществляться, как правило, при строительстве, реконструкции или перекладке тепловых сетей. 83. Защита трубопроводов тепловых сетей на участках прохода их через неподвижные щитовые железобетонные опоры должна осуществляться с по мощью протекторов стержневого типа или алюминиевых покрытий, выполняющих функции протектора, которые при этом должны наноситься также на поверхность опорных колец или косынок. 84. Электрохимическую защиту трубопроводов тепловых сетей при бесканальной прокладке следует предусматривать в процессе их проектирования при наличии признаков опасности коррозии, а также в процессе эксплуатации тепловых сетей, если защита не была предусмотрена. 85. Электрохимическая защита трубопроводов тепловых сетей при канальной прокладке, как правило, должна предусматриваться в процессе их эксплуатации на участках затопления или заноса каналов грунтом. По требованию организации, эксплуатирующей тепловые сети, ЭХЗ может быть предусмотрена на отдельных участках реконструируемых или перекладываемых тепловых сетей. В техническом задании, передаваемом заказчиком (эксплуатационной организацией) проектной организации, для выполнения проектных работ по ЭХЗ должны быть изложены: признаки опасности наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей в части наличия воды или грунта в канале; границ этого участка; предполагаемого максимального уровня затопления канала; наличие или отсутствие опорных конструкций и тепловой изоляции на трубопроводах на участке прокладки их в футлярах. 86. На абонентских вводах тепловых сетей на объекты, являющиеся источником блуждающих токов (объекты трамвайной сети, метрополитена, электрифицированных железных дорог, депо, тяговые подстанции, ремонтные базы), должны устанавливаться ЭФС, обеспечивающие увеличение продольного электрического сопротивления трубопроводов для уменьшения влияния блуждающих токов на трубопроводы тепловых сетей. ________________ * Примечание: При наличии на поверхности трубопроводов алюминиевого покрытия, выполняющего функции протектора, применение протекторов стержневого типа в указанных в пункте 82 случаях не требуется 87. На тепловых сетях должны применяться ЭФС, имеющие на внутренней поверхности участков труб, примыкающих к фланцевому соединению, диэлектрическое изоляционное покрытие. Длина участка труб с покрытием должна быть не менее одного диаметра трубы. 30 88. Электрохимическая защита подземных тепловых сетей должна осуществляться так, чтобы исключить вредное влияние ее на смежные подземные металлические сооружения [1]. 9. Контроль эффективности установок электрохимической защиты трубопроводов тепловых сетей 89. Контроль эффективности работы установок ЭХЗ в зонах их действия на подземных трубопроводах тепловых сетей должен производиться на стационарных опорных КИП, по значениям потенциалов, приведенным в главах 8 и 9 настоящих Правил. 90. На участках тепловых сетей бесканальной прокладки, а также канальной прокладки при расположении анодных заземлителей за пределами канала, при отсутствии стационарных КИП допускается проведение измерительных работ с использованием переносного медносульфатного электрода сравнения [1]. 91. Измерительные работы по определению эффективности действия ЭХЗ должны производиться не реже двух раз в год [1]. 10. Требования к монтажу, наладке и приемке средств электрохимической защиты трубопроводов тепловых сетей 92. Строительно-монтажные работы по установке средств электрохимической защиты на трубопроводах тепловых сетей должны выполняться в соответствии с проектной документацией на ЭХЗ. 93. Строительно-монтажные работы должны выполняться, как правило, специализированными организациями, имеющими соответствующие лицензии (разрешения). Допускается выполнение строительно-монтажных работ организацией, эксплуатирующей средства ЭХЗ на тепловых сетях, также при наличии лицензии. 94. Электромонтажные работы должны производиться в соответствии с требованиями «Правил устройств электроустановок» ПУЭ [35], СНиП 3.05.0685 [33] и СН 85-74 [1]. 95. Аппаратура, применяемая для электрохимической защиты трубопроводов тепловых сетей, должна подвергаться предустановочному контролю. Предустановочному контролю подлежат преобразователи для катодной и дренажной защиты, блоки для совместной защиты. 96. Установку катодных станций и электродренажей следует производить на железобетонных или металлических опорах, на наружных кирпичных или бетонных стенах, на бетонных или кирпичных оградах, в нежилых помещениях 31 зданий и сооружений. Высота установки корпуса защитной установки должна быть в пределах от 1,2 до 1,5 м от земли (пола) до низа корпуса. 97. Подводящие провода и кабели должны вводиться в корпус катодных станций (преобразователей) и электродренажей через трубы, нижняя часть которых должна быть углублена в землю на 400-500 мм. Провода и кабели должны иметь наконечники, обеспечивающие их надежное подключение. 98. Корпуса катодных станций и усиленных электродренажей подлежат заземлению, которое должно выполняться в соответствии с требованиями ПУЭ. 99. На дверцах корпусов защитных устройств должны быть указаны наименование и номер телефона организации, обслуживающей защитное устройство. 100. Устройства ЭХЗ должны подключаться к источникам питания переменного тока при наличии согласования на подключение организацией, которым принадлежат источники питания. Подключение должно производиться в присутствии представителя этих организации. 101. Все работы, связанные с присоединением дренажных кабелей к соответствующим устройствам сети электрифицированного рельсового транспорта, должны производиться согласно предписаниям эксплуатационных организаций (трамвая, метрополитена, железных дорог) и в присутствии представителей этих организаций. 102. Строительно-монтажной организацией в процессе выполнения строительно-монтажных работ должны быть составлены исполнительные чертежи на построенные установки ЭХЗ. 103. После окончания работ строительно-монтажная организация должна передать предприятию, эксплуатирующему тепловые сети, следующую техдокументацию: 1) исполнительные чертежи на смонтированные установки ЭХЗ; 2) оформленные акты приемки строительно-монтажных работ (для каждой установки в отдельности). 104. Установку электроизолирующих фланцевых соединений следует производить в собранном виде. 105. При прокладке трубопроводов по железобетонным стенам и опорам на объектах, являющихся источником блуждающих токов, должна применяться электроизоляция трубопроводов от опорных конструкций. 106. При установке ЭФС вне помещений следует предусматривать съемные приспособления, обеспечивающие защиту фланцевого соединения от атмосферных осадков (козырьки, короба и т.д.). 107. Присоединение протекторов стержневого типа к трубопроводам должно производиться путем приварки токоввода протектора к поверхности трубопровода или с помощью гаечного соединения, если токоввод имеет резьбу. Токовводы и место их присоединения к трубопроводу должны быть изолированы термостойким антикоррозионным покрытием, обладающим диэлектрическими свойствами. При отсутствии антикоррозионного покрытия 32 на трубопроводах между протектором и поверхностью трубы должен быть оставлен зазор 5-10 мм. Количество устанавливаемых протекторов в зависимости от их типа, диаметра трубопровода, наличия или отсутствия антикоррозионного покрытия и ожидаемого уровня затопления канала или футляра определяется проектом. 108. Наладка смонтированных установок ЭХЗ должна выполняться специализированной строительно-монтажной организацией или специализированным подразделением организации, эксплуатирующей тепловые сети. В случае недостаточной эффективности работы установок ЭХЗ (зона действия меньше установленной проектом, недостаточный защитный потенциал сооружения) к наладке установок ЭХЗ должна быть привлечена организация, разрабатывавшая проект зашиты. Наладка установок ЭХЗ должна производиться также после их капитального ремонта. 109. При наладке усиленного дренажа должен быть проверен потенциал трубопровода в точке дренирования, а также соответствие напряжения «рельструбопровод» допустимому обратному напряжению выпрямляющего элемента (вентиля). Напряжение «рельс-трубопровод» должно измеряться в момент наибольшей положительной полярности рельса. 110. Значения потенциалов трубопроводов в пределах защитной зоны, полученные в результате наладки установок ЭХЗ, должны соответствовать требованиям глав 7 и 8 настоящих Правил. 111. Установки ЭХЗ должны вводиться в эксплуатацию после завершения пусконаладочных работ, проведения комплексного опробования в течение 72 ч и подписания приемочной комиссией акта приемки ЭХЗ в эксплуатацию. 112. Каждой принятой установке должен быть присвоен порядковый номер, заведен специальный паспорт, в который должны заноситься все данные приемочных испытаний. 11. Требования к эксплуатации средств электрохимической защиты трубопроводов тепловых сетей 113. Установки ЭХЗ должны находиться на профилактическом обслуживании, включающем их периодический технический осмотр, проверку эффективности работы установок, планово-предупредительный ремонт (пункт 117 настоящих Правил). Основным назначением работ по профилактическому обслуживанию установок ЭХЗ является содержание установок в состоянии полной работоспособности, предупреждение их преждевременного износа и нарушений в работе. 114. Профилактическое обслуживание установок ЭХЗ должно производиться в соответствии с графиком технических осмотров и планово- 33 предупредительных ремонтов, утвержденных руководителем специализированного подразделения по защите тепловых сетей от коррозии (ПЗК) или главным инженером предприятия, эксплуатирующего тепловые сети. График должен содержать перечень видов и объемов технических осмотров и ремонтных работ, сроки их проведения, указания по организации учета и отчетности о выполненных работах. 115.Технический осмотр установок ЭХЗ должен включать: 1) осмотр всех элементов установок ЭХЗ с целью выявления внешних дефектов, проверки отсутствия механических повреждений отдельных элементов, подгаров и следов перегрева, отсутствие раскопок на трассе дренажных кабелей и анодных заземлителей; 2) проверку исправности предохранителей; 3) очистку корпусов дренажного и катодного преобразователей и блока совместной защиты снаружи и внутри; 4) измерение силы тока и напряжения на выходе преобразователя: 5) измерение потенциала трубопровода в точке подключения установок: 6) запись в журнале установки о результатах выполненной работы. 116. Проверка эффективности действия установок ЭХЗ должна включать все работы по техническому осмотру и измерения потенциалов в постоянно закрепленных контрольно-измерительных пунктах. 117.Технические осмотры и планово-предупредительные ремонты должны производиться в следующие сроки: 1) технический осмотр для катодных установок - 2 раза в месяц; для дренажных установок - 4 раза в месяц; 2) технический осмотр с проверкой эффективности - 1 раз в 6 месяцев; 3) текущий ремонт - 1 раз в год; 4) капитальный ремонт - в зависимости от условий эксплуатации (рекомендуемая периодичность – 1 раз в 5 лет); 118. Все неисправности в работе установки ЭХЗ должны быть устранены в течение 24 ч после их обнаружения. 119. На предприятиях, эксплуатирующих средства ЭХЗ, должен быть резервный фонд преобразователей для катодной и дренажной защит из расчета 1 резервный преобразователь на 10 действующих. 120. Эффективность действия дренажных и катодных установок должна проверяться 2 раза в год, а также при каждом изменении режима работы установок ЭХЗ и при изменениях, связанных с развитием сети подземных сооружений и источников блуждающих токов. При обнаружении недостаточной эффективности действия защиты (сокращения зоны действия) или превышения значений потенциалов, установленных проектом защиты, должно быть произведено регулирование режима работы защиты. 34 121. Сопротивление растеканию тока с анодного заземлителя катодной станции следует измерять во всех случаях, когда режим работы катодной станции резко меняется, но не реже одного раза в год. 122. Предприятия, осуществляющие эксплуатацию установок ЭХЗ, должны ежегодно составлять отчет о нарушениях в работе защитных установок. 123. Суммарная продолжительность перерывов в работе установок ЭХЗ на тепловых сетях не должна превышать 7 суток в течение года. 124. Эксплуатация электроизолирующих фланцевых соединений должна заключаться в периодических технических осмотрах ЭФС и проверке их эффективности, которые должны проводиться не реже одного раза в год. Проверка эффективности ЭФС должна производиться с помощью прибора типа ИКНФ. 125. При отсутствии прибора типа ИКНФ эффективность действия ЭФС может оцениваться по результатам синхронных измерений потенциалов трубопроводов тепловой сети относительно земли по обе стороны от фланцевого соединения. Действие ЭФС следует считать эффективным, если разница в значении потенциалов трубопроводов превышает 5 мВ. 12. Требования безопасности при работах с защитными антикоррозионными покрытиями и при эксплуатации устройств электрохимической защиты трубопроводов тепловых сетей 126. При выполнении работ по защите трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии с помощью антикоррозионных покрытий должны строго соблюдаться требования безопасности, приведенные в технических условиях на антикоррозионные материалы и антикоррозионные покрытия, в ГОСТ 12.3.00575 [30], РД 34.03.201-91 [5], ГОСТ 12.3.016-87 [45], СНиП РК 1.03-05-2001 [46] «Охрана труда и техника безопасности в строительстве». 127. К выполнению работ по нанесению на трубы защитных антикоррозионных покрытий могут допускаться только лица, обученные безопасным методам работы, прошедшие инструктаж и сдавшие экзамены в установленном порядке. 128. Рабочий персонал должен быть осведомлен о степени токсичности применяемых веществ, способах защиты от их воздействия и мерах оказания первой помощи при отравлениях. 129. При применении и испытании антикоррозионных покрытий, содержащих токсичные материалы (толуол, сольвент, этилцеллозольв и др.), должны соблюдаться правила техники безопасности и промышленной санитарии по ГОСТ 12.3.005-75 [30] и «Санитарные и гигиенические требования к производственному оборудованию» 1042-73 [36]. 35 130. При применении покрытий, приведенных таблице 4, необходимо учитывать, что ряд из них относится к категории токсичных, что обусловлено свойствами растворителей, входящих в их состав или применяемых в технологическом процессе (ГОСТ 12.1.007-76) [31]: 1) кремнийорганические покрытия - толуол, этилцеллозольв (III класс опасности), сольвент (IV класс опасности); 2) органосиликатные покрытия ОС51-03 горячего и холодного отверждения - толуол (III класс опасности); 3) эпоксидное покрытие ЭП-969 (растворитель Р-5) - ксилол и этилцеллозольв (III класс опасности), ацетон (IV класс опасности). 131. Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны при нанесении антикоррозионных покрытий на трубы не должно превышать ПДК, согласно ГОСТ 12.1.005-88 [37]: толуол-50 мг/м3, сольвент-100 мг/м3, этилцеллозольв - 10 мг/м3, ксилол-50 мг/м3, бензин-100-мг/м3, ацетон-200 мг/м3, уайт-спирит-300 мг/м3, алюминий-2 мг/м3, оксид алюминия-6 мг/м3. 132. Все работы, связанные с нанесением антикоррозионных покрытий, содержащих токсичные вещества, должны производиться в цехах, оборудованных приточно-вытяжной и местной вентиляцией в соответствии с ГОСТ 12.3.005-75 [30]. 133. При работах с антикоррозионными покрытиями, содержащими токсичные вещества, следует применять индивидуальные средства защиты от попадания токсичных веществ на кожные покровы, на слизистые оболочки, в органы дыхания и пищеварения согласно ГОСТ 12.4.011-89 [38] и ГОСТ 12.4.103-83 [39] 134.При производстве на тепловых сетях работ по монтажу, ремонту, наладке установок ЭХЗ и электрическим измерениям необходимо соблюдать требования РД 34.03.201-91 [5], ПУЭ [35], ГОСТ 9.602-89, СНиП [40]. 135. В течение всего времени технического осмотра установок ЭХЗ должно быть отключено напряжение питающей сети и разомкнута цепь дренажа. 136. В течение всего периода работы опытной станции катодной защиты включаемой на период испытаний (2-3 ч), у контура анодного заземлителя должен находиться дежурный, не допускающий посторонних лиц к анодному заземлителю, и должны быть установлены предупредительные знаки в соответствии ГОСТ 12.4.026-76 [41]. 137. При электрохимической защите трубопроводов тепловых сетей с расположением анодных заземлителей непосредственно в каналах напряжение постоянного тока на выходе станции катодной защиты (преобразователя, выпремителя) не должно превышать 12 В. 138. На участках трубопроводов тепловых сетей, к которым подключена станция катодной защиты, а анодные заземлители установлены непосредственно в каналах, под крышками люков тепловых камер на видном 36 месте должны быть установлены таблички с надписью «Внимание! В каналах действует катодная защита». 13. Ответственность за нарушение настоящих норм и правил 139. Настоящие правила и нормы обязательны для выполнения всеми должностными лицами, специалистами, работниками, занятыми эксплуатацией, ремонтом, наладкой, строительством, монтажом, проектированием средств за щиты от наружной электрохимической коррозии тепловых сетей, находящихся в составе организаций и предприятий Министерства энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан. 140. Должностные лица, специалисты, работники, занятые выполнением перечисленных в пункте 139 работ несут личную ответственность за соблюдение требований настоящих Правил и норм, а также отвечают за нарушение требований Правил и норм, допущенные их подчиненными. 141. Нарушение требований настоящих Правил и норм несет за собой дисциплинарную, административную или иную ответственность, установленную должностными инструкциями для каждого работника и действующим законодательством. 142. Отступление от настоящих Правил и норм может быть допущено в исключительных случаях по разрешению организации, утвердившей данный документ. 37 Приложение 1 к «Правилам и нормам по защите трубопроводов тепловых сетей от электрохимической коррозии» от 13 декабря 2005 г. № 324 Термины и определения Термины 1 Определение 2 1. Адгезия Сцепление антикоррозионного покрытия с металлическим основанием (поверхностью трубы). 2. Анодный заземлитель Электрический проводник, погруженный в грунт или раствор электролита. Через анод проводится ток защиты в землю или раствор электролита. 3. Анодная зона Участок подземного стального трубопровода, на котором потенциал коррозии смещается относительно стационарного потенциала данного трубопровода в сторону положительных значений. 4. Антикоррозионное (защитное) Слой или система слоев веществ, наносимых на покрытие наружную поверхность труб с целью защиты от коррозии. 5. Блуждающий ток Электрический ток, протекающий вне предназначенной для него цепи. 6. Защитный потенциал Значение потенциала коррозии, при котором достигается коррозионная стойкость металла труб. 7. Знакопеременная зона Участок подземного стального трубопровода, на котором потенциал коррозии смещается относительно стационарного потенциала данного трубопровода в сторону положительных и отрицательных значений. 8. Катодная зона Участок подземного стального трубопровода, на котором потенциал коррозии смещается относительно стационарного потенциала данного трубопровода в сторону отрицательных значений. 9. Катодная поляризация Электрохимическая защита стального трубопровода путем смещения потенциала коррозии в сторону отрицательных значений. 10. Коррозия металла труб Разрушение металла труб вследствие химического или электрохимического взаимодействия их с коррозионной средой. 11. Коррозионная агрессивность Совокупность свойств грунта, которые влияют на грунта коррозию металла труб, находящихся в грунте. 12. Коррозионная стойкость Способность металла труб противостоять коррозии в данной коррозионной системе. 13. Ложемент Приспособление с рядом полукруглых выемок для укладки труб, которое исключает возможность соприкосновения труб друг с другом и позволяет предотвратить повреждения покрытия при перевозке труб на автомашинах с прицепом. 38 Продолжение таблицы 1 14. Медносульфатный электрод сравнения 2 Электрод сравнения, представляющий собой медный стержень, помещенный в насыщенный раствор сульфата меди. Это наиболее часто применяемый электрод сравнения для измерения потенциала между подземными металлическими трубопроводами и грунтом. 15. Подвесная тепловая Тепловая изоляция на трубопроводе, проложенном в изоляция непроходном канале с воздушным зазором между поверхностью изоляции и стенками канала. 16. Протекторная Электрохимическая защита, при которой ток защиты (гальваническая защита) создается коррозионным элементом, образованным с помощью протектора (гальванического анода), подключенного к защищаемому металлическому трубопроводу. 17. Протектор Гальванический анод из металла с более отрицательным потенциалом или более положительным потенциалом, чем защищаемый стальной трубопровод. Непосредственно присоединяется к защищаемому трубопроводу. 18. Потенциал коррозии Электродный потенциал металла в данной коррозионной системе независимо от того, течет или не течет ток к поверхности металла или от нее. 19. Предельно допустимые Концентрации, которые при ежедневной (кроме концентрации (ПДК) вредных выходных дней) работе в течение 8 ч. или другой веществ в воздухе рабочей зоны продолжительности, но не более 41 ч. в неделю, в течение всего рабочего дня не могут вызвать заболеваний или отклонений в состоянии здоровья, обнаруживаемых современными методами исследований, в процессе работы или в отдаленные сроки жизни настоящего и последующих поколений. 20. Рабочая зона Пространство, ограниченное по высоте 2 м над уровнем пола или площадки, на которых находятся места постоянного (временного) пребывания работающих. 21. Разность потенциалом между Напряжение между трубопроводом и окружающим его трубопроводом и грунтом грунтом или электролитом, измеренное с помощью электрода сравнения. 22. Смещение разности Значение изменения разности потенциалов между потенциалов трубопроводом и электродом сравнения до и после воздействия внешнего источника тока. 23. Стационарный потенциал Потенциал стального трубопровода, измеренный при отсутствии блуждающих токов и воздействия других внешних источников тока. 24. Термостойкость Сохранение антикоррозионным покрытием защитных антикоррозионного покрытия свойств и установленных физико-механических показателей после испытаний на поверхности трубы 75+5 °С. 39 Продолжение таблицы 1 25. Термовлагостойкость антикоррозионного покрытия 26. Установка катодной защиты 27. Электрохимическая защита 28. Электроизолирующее фланцевое соединение 29. Электродренажная защита 2 Сохранение антикоррозионным покрытием защитных свойств и установленных физико-механических показателей после многократных полных увлажнений окружающей трубу тепловой изоляции с последующей сушкой при температуре на поверхности труб 57 + 50С. Совокупность устройств, требуемых для электрохимической защиты от коррозии металл (трубопровода) методом катодной поляризации с питанием от постоянного источника тока (преобразователь для катодной защиты, анодный заземлитель, кабель). Защита металла (трубопровода) от наружной коррозии, осуществляемая поляризацией от внешнего источника тока (преобразователя) или путем соединения с металлом (протектором), имеющим более отрицательный потенциал, чем у защищаемого металла (трубопровода). Конструктивный элемент для прерывания электрической проводимости трубопровода. Электрохимическая защита трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии, вызываемой блуждающими токами, путем осуществления отвода от защищаемых трубопроводов блуждающих токов к их источнику. 40 Приложение 2 к «Правилам и нормам по защите трубопроводов тепловых сетей от электрохимической коррозии» от 13 декабря 2005 г. № 324 Определение характера коррозионного повреждения металла трубопроводов водяных тепловых сетей 1. Общие положения 1. Характер коррозионного повреждения определяют при осмотре поврежденного трубопровода, который следует проводить после удаления изоляции, а в случае замены поврежденного участка трубопровода - при осмотре после вырезки этого участка. 2. Результаты осмотра фиксируют в акте осмотра поврежденного трубопровода, который является формой первичного учета повреждений. Акт осмотра заполняют при всех повреждениях металла трубопроводов или элементов тепловых сетей, вызывающих необходимость ремонтов, включая повреждения, выявленные при гидравлических испытаниях теплосетей. 3. Акт осмотра заполняет руководитель (мастер) бригады, осуществляющий ремонт поврежденного участка или элемента теплосети. 2. Внешний вид и основные признаки коррозионных повреждений при наружной коррозии 4. Для коррозии наружной поверхности трубопроводов характерно распространение площади повреждения на значительную поверхность 0,5-1,5 м и более по длине трубы. Распространение коррозии по периметру трубы определяется увлажнением наружной поверхности трубы (капли сверху, подтапливание и т.п.) 5. Поверхность трубы, подвергнувшейся коррозии, покрыта пленкой продуктов коррозии, которая имеет слоистое строение. Эти слои слабо сцеплены друг с другом и с металлом и достаточно легко отслаиваются. Под нижним слоем продуктов коррозии поверхность бугристая. 6. Основным признаком коррозии, начинающейся на наружной поверхности, является утонение кромки разрыва и окружающей кромку поверхности трубы до 0,5-1,0 мм (рис.1, а). На трубопроводе также могут присутствовать повреждения металла от коррозии на внутренней поверхности, но язвы от внутренней коррозии не совпадают с линией разрыва металла. 7. При воздействии блуждающих токов на наружной поверхности могут образовываться свищи с гладкими стенками и кратером, обращенным наружу (рис. 1,6), обычно свободным от продуктов коррозии. 41 Рисунок1. - Схематический разрез стенки трубопровода при наружной коррозии: а - наружная коррозия без локализации; б - наружная коррозия со свищами от блуждающих токов. 3. Внешний вид и основные признаки коррозионных повреждений при внутренней коррозии 8. Для коррозии внутренней поверхности трубопроводов характерна четкая локализация коррозионных поражений в виде язв, перерастающих со временем в свищи. При этом кратер повреждения обращен внутрь трубы (рис.2). Язвы могут сливаться в сплошные канавки. 9. Над развивающейся коррозионной язвой находится нарост продуктов коррозии с достаточно прочной наружной оболочкой. Размеры нароста для отдельной магистрали обычно пропорциональны ширине верхней язвы и ее глубине. Нарост в начальной стадии развития имеет форму, близкую к полушарию. При увеличении размеров нароста он может несколько смещаться относительно центра язвы по ходу движения воды. При этом соответственно изменяется форма язвы. 10. Основным признаком участия микроорганизмов в процессе внутренней коррозии является отчетливый запах сероводорода от сетевой воды. 11. К коррозии внутренней поверхности могут относиться случаи, когда на наружной поверхности трубы также протекала интенсивная коррозия. Если наружная поверхность, пораженная коррозией, достаточно локализована и геометрически ее размещение соответствует зоне увлажнения от свища, развившегося изнутри, то это повреждение следует относить к внутренней коррозии (рис. 3), Кроме того, к внутренней коррозии следует относить случаи, когда глубина проникновения язвы в стенку трубы значительно больше глубины поражения, вызванного наружной коррозией (рис.2, б). 42 12. В случае отсутствия связи между положением зоны увлажнения и расположением свища от внутренней коррозии, а также, если глубина проникновения язвы в стенку трубы относительно невелика, повреждение следует относить к случаю смешанной коррозии (внутренней и наружной одновременно) (рис. 2, в). Рис. 2. Схематический разрез стенки трубопровода при внутренней и смешанной (внутренней и наружной) коррозии: а, б - внутренняя коррозия; в - смешанная коррозия Рис. 3. Вид наружной стенки трубы при образовании свища от внутренней коррозии с последующим развитием наружной коррозии: 43 Приложение 3 к «Правилам и нормам по защите трубопроводов тепловых сетей от электрохимической коррозии» от 13 декабря 2005 г. № 324 Метод номограмм для корректировки параметров сетевой воды с целью предупреждения внутренней коррозии магистральных трубопроводов теплосети Номограммы построены для рН 8,0 - 10,5, общей щелочности 0-6 м гэкв/дм3, содержания сульфатов 10 - 500 мг/дм3, содержания хлоридов 10 - 350 мг/дм3 при нормативном содержании 02 в сетевой воде 20 мкг/дм3. Линия 1 (рис. 1) разделяет номограмму на две области: область устойчивости сидерита, расположенную левее линии 1 (номограмма 1, зоны А и Б) и область устойчивости гидрозакиси железа, расположенную правее линии 1 (номограмма 2, зоны В и Г). Применение номограммы 1 1. На рабочих номограммах 1 - 8 (рис. 2 - 9) построены изолинии в координатах щелочность - рН, соответствующие содержанию хлоридов 15 - 50, 75, 100, 150, 200, 250, 300, 350 мг/дм3 и переменной концентрации сульфатов. Правее каждой изолинии этих номограмм находится область безопасной работы теплопроводов (зона Б на рис. 1), а левее изолиний - область, в которой возможны повреждения трубопроводов от внутренней коррозии при нормативном содержании кислорода (зона А на рис. 1). 2. На одну из рабочих номограмм (1 - 8), где содержание хлоридов такое же, как в рассматриваемой сетевой воде, наносится точка, соответствующая рН и общей щелочности воды. Если эта точка находится правее изолинии, соответствующей концентрации сульфатов в сетевой воде (зона Б), то трубопроводы должны работать без повреждений от внутренней коррозии. Если эта точка находится левее изолинии (зона А), то следует ожидать повреждений труб от внутренней коррозии. В этом случае следует предусмотреть изменение рН сетевой воды, общей щелочности пли другие противокоррозионные мероприятия. Применение номограммы 2 1. Номограмма 2 (рис. 10 - 12) состоит из трех частей: рисунки 10 и 13 служат для определения вспомогательного значения Ri зависящего от содержания в воде сульфатов и хлоридов. На рис.12 номограммы 2 нанесены 44 изолинии в координатах щелочность - рН при различных значения Ri выше изолиний находится область безопасной работы трубопроводов теплосети. 2. Сначала определяется параметр Ri соответствующий концентрации сульфатов и хлоридов в рассматриваемой сетевой воде. Для вод с содержанием сульфатов 50 - 500 мг/дм3 Ri определяется из рис. 10, а с содержанием сульфатов 15-20 мг/дм3 - из рис. 11. На рис. 12 номограммы 2 наносится точка, соответствующая рН и общей щелочности сетевой воды. Если эта точка находится выше изолинии, соответствующей определенному ранее значению Ri (зона В), то трубопроводы будут работать без повреждений. Если точка находится ниже изолинии (зона Г), необходимо изменение рН сетевой воды, общей щелочности или другие противокоррозионные мероприятия. Рисунок 1. - Общий вид поля номограмм Содержание сульфатов, мг/дм3 45 Рисунок 2. - Номограмма 1 для вод с содержанием хлоридов 15-50 мг/дм3. ------- изолинии для содержания хлоридов 15 мг/дм3 (в тех случаях, когда имеются существенные отличия от других диапазонов) Содержание сульфатов, мг/дм3 Рисунок 3. - Номограмма 1, 2 для вод с содержанием хлоридов 75 мг/дм3 46 Рисунок 4. - Номограмма 1, 3 для вод с содержанием хлоридов 100 мг/дм3 Содержание сульфатов, мг/дм3 Рисунок 5. - Номограмма 1, 4 для вод с содержанием хлоридов 150 мг/дм3 Содержание сульфатов, мг/дм3 47 Рисунок 6. - Номограмма 1, 5 для вод с содержанием хлоридов 200 мг/дм3 Содержание сульфатов, мг/дм3 Рисунок 7. - Номограмма 1, 6 для вод с содержанием хлоридов 250 мг/дм3 Содержание сульфатов, мг/дм3 48 Рисунок 8. - Номограмма 1, 7 для вод с содержанием хлоридов 300 мг/дм3 Содержание сульфатов, мг/дм3 Рисунок 9. - Номограмма 1, 8 для вод с содержанием хлоридов 350 мг/дм3 49 Рисунок 10. - Номограмма 2. Определение параметра R для высоких концентраций сульфатов в воде 50 Рисунок 11. - Номограмма 2. Определение параметра R для низких концентраций сульфатов в воде 51 Рисунок 12. - Номограмма 2. Зависимость щелочности воды от величины рН 4. Примеры использования номограмм 1. Исходные данные Исходная вода имеет следующий состав: общая щелочность 3,1 мгэкв/дм3, общая жесткость 3,6 мг-экв/дм3, кальциевая жесткость 2,6 мг-экв/дм3, содержание сульфатов 55 мг/дм3, содержание хлоридов 40 мг/дм3, рН 7,3. Система теплоснабжения - закрытая. Подогрев сетевой воды осуществляется в сетевых подогревателях и водогрейных котлах при максимальной температуре за котлами не выше 130°С. Карбонатный индекс должен быть не выше 1.5 (мгэкв/дм3)2. 52 2. Метод подготовки подпиточной воды А Na-катионирование, деаэрация. Качество сетевой воды: кальциевая жесткость U.4 мг-чкв/дм3, общая щелочность 3,1 мг-экв/дм3, рН 8,4, ИК 1,24 (мг-экв/дм3)2. Работа с номограммой. Значение рН соответствует области устойчивости сидерита, поэтому используется номограмма 1. Концентрация хлоридов соответствует рис. 2, на котором по значениям общей щелочности (3,1 мгэкв/дм3) и рН (8,4) находим на поле номограммы точку А. Находим изолинию, соответствующую содержанию сульфатов 55 мг/дм3. Точка А находится левее и ниже изолинии, следовательно, существует вероятность коррозионных повреждений трубопроводов теплосети. Для перехода в область безопасной работы можно ввести подщелачивание сетевой воды до рН 8,7 (точка А). 3. Метод подготовки подпиточной воды Б Известкование с коагуляцией, подкисление до рН 9,4, деаэрация. Качество сетевой воды: кальциевая жесткость 1,4 мг-экв/дм3, общая щелочность 0,325 мг-экв/дм3, рН 9,4, содержание сульфатов за счет коагуляции и подкисления увеличилось до 100 мг/дм3, ИК 0,45 (мг-экв/дм3)2. Работа с номограммой. Значение рН соответствует области устойчивости гидрозакиси железа, поэтому используется номограмма 2. На рис. 10 номограммы 2 по величине содержания сульфатов (100 мг/дм 3) и хлоридов (40 мг/дм3) находим величину RБ, равную 3,17. На рис. 12 по значениям общей щелочности и рН находим точку Б и определяем ее положение относительно изолинии, соответствующей RБ=3,17. Полученная точка находится значительно выше изолинии, т.е. в области безопасной работы трубопроводов теплосети. 4. Метод подготовки подпиточной воды В Н-катионирование с «голодной» регенерацией, декарбонизация, деаэрация, подщелачивание гидрооксидом натрия до нормируемого ПТЭ значения рН. Качество сетевой воды: общая щелочность 0,8 мг-экв/дм3, кальциевая жесткость 0,9 мг-экв/дм3, рН 8,3, ИК 0,7 (мг-экв/дм3)2. Работа с номограммой. Значение рН соответствует области устойчивости сидерита, поэтому используется номограмма 1. Концентрация хлоридов соответствует рис. 2, на котором по значениям общей щелочности (0,8 мгэкв/дм3) и рН 98,3 находим на поле номограммы точку В. Находим изолинию, соответствующую содержанию сульфатов 55 мг/дм3. Точка В находится значительно левее и ниже изолинии, следовательно, существует вероятность коррозионных повреждений трубопроводов теплосети. Увеличение дозы гидрооксида натрия для повышения рН сетевой воды до 9,35 не изменяет ситуации, так как все точки на горизонтальной пунктирной 53 линии находятся ниже изолинии, соответствующей данному составу воды. Следовательно, необходимо подщелачивание сетевой воды до более высоких значений рН и перехода в область устойчивости гидрозакиси железа (номограмма 2). Примем рН 9,5. На рис.12 по значениям общей щелочности и рН (для простоты не учтено изменение щелочности воды с повышением рН) находим точку В. Аналогично варианту Б, на рис.10 номограммы 2 находим величину RB, соответствующее концентрации хлоридов 40 мг/дм 3 и концентрации сульфатов 55 мг/дм3. Для получения RB (2,85) строим изолинию на рис.12 номограммы 2. Точка В находится значительно выше этой изолинии, т.е. в области безопасной работы трубопроводов теплосети. 54 Приложение 4 к «Правилам и нормам по защите трубопроводов тепловых сетей от электрохимической коррозии» от 13 декабря 2005 г. № 324 Перечень нормативно- технических документов, на которые имеются ссылки в правилах и нормах по защите трубопроводов тепловых сетей от электрохимической коррозии Обозначение НТД 1 1. РД 34.20.518-95 2. СНиП 2.04.07-86* 3. РД 34.01.101-93 Наименование НТД 2 Типовая инструкция по защите тепловых сетей от наружной коррозии (М.:СПООРГРЭС, 1997) Тепловые сети Номенклатура документов электроэнергетической отрасли (М.: СПО ОРГРЭС, 1994) 4. РД 34 РК.20.501-02 Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Республики Казахстан 5. РД 34 РК.03.201-04 Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей Республики Казахстан 6. ГОСТ 9.602-89 ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии. 7. МУ 34-70-151-86 Методические указания по стендовым испытаниям антикоррозионных покрытий для подземных теплопроводов (М: СПО Союзтехэнерго, 1987) Пункт, в котором имеется ссылка 3 вводная часть: 1.2.11; 1.2.12; 1.2.16; 2.3.5.8; 2.3.6.1; 3.4.12 Вводная часть Вводная часть Вводная часть Вводная часть 4.1; 4.9 Вводная часть 2.1.4. 55 Продолжение таблицы 1 2 8. ТУ 251-БССР-273- Стеклоэмаль марки 155Т 86 9. ТУ 34-31-89 Трубы стальные эмалированные для тепловых сетей 10. ТУ 33-275-88 Стеклоэмали марок МК-5 и МК5Р 11. ТУ33-РСФСР-33- Трубы стальные гладкие 92 одношовные с двусторонним стеклоэмалевым покрытием 12. ТУ 84-725-83 Органосиликатные материалы 13. ТУ 6-10-1985-84 Эмаль ЭП-969 14. ТУ Композиция 88.УССР.088.001-91 кремнийорганическая. Технические условия 15. ГОСТ 9812-74 Битумы нефтяные изоляционные. Технические условия 16. ТУ 21-27-37-74 Холодная изольная мастика МРБМПСМ Х-Т15 17. ГОСТ 10296-79 Изол. Технические условия 18. ГОСТ 2228-81 Бумага мешочная. Технические условия 19. ТУ 400-2-401-93 Покрытие стеклоармированное для стальных труб тепловых сетей 20. ГОСТ 9.304-87 ЕСЗКС. Покрытия газотермические. Общие требования и методы контроля 21. ТУ 6-02-821-74 Кремнийорганическая композиция КО 198М 22. ГОСТ 16508-70 Лаки кремнийорганические электроизоляционные. Технические условия 23. ТУ 70989 Порошок алюминиевый (института «Эллис») 24. ТУ 48-4-236-72 Концентраты ильменитовые 25. ГОСТ 6433.2-71 Материалы электроизоляционные твердые. Методы определения электрического сопротивления при постоянном напряжении 3 табл.2 табл.2 табл.2 табл.2 табл.2 табл.2; 2.3.8.4 табл.2 табл.2 табл.2 табл.2 табл.2 табл.2 табл.2 табл.2; 2.3.8.4 табл.2; 2.3.8.4 табл.2 табл.2 табл.2; 2.2.3 56 Продолжение таблицы 1 2 26. ГОСТ 4765-73 Материалы лакокрасочные. Метод определения прочности пленок при ударе 27. ГОСТ 15140-78 Материалы лакокрасочные. Методы определения адгезии 28. ГОСТ 6806-73 Материалы лакокрасочные. Метод определения эластичности пленки при изгибе 29. ГОСТ 21513-76 Материалы лакокрасочные. Методы определения водо- и влагопоглощения лакокрасочной пленкой 30. ГОСТ 12.3.005-75 ССБТ. Работы окрасочные. Общие требования безопасности 31. ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности 32. ГОСТ 2789-73 Шероховатость поверхности. Параметры и характеристики 33. СНиП 3.05.06-85 Электротехнические работы 34. СН 85-74 Инструкция по прокладке кабелей до 110кВ 35. ПУЭ Правила устройства электроустановок Республики Казахстан 36. Требования 1042- Санитарные и гигиенические 73 требования к производственному оборудованию 37. ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарногигиенические требования к воздуху рабочей зоны 38. ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация 39. ГОСТ 12.4.103-83 ССБТ. Одежда специальная защитная, средства индивидуальной защиты ног и рук. Классификация. 3 2.2.4 2.2.5 2.2.6 2.2.7 2.3.6.5; 4.1; 4.4; 4.7 2.3.6.5; 4.5 2.3.8.3 3.6.3 3.6.3 3.6.3; 4.9 4.4 4.6 приложение 1 4.8. 4.8. 57 Продолжение таблицы 1 2 40. СНиП Ш-А. 11.70 Техника безопасности в строительстве (М.: Стройиздат, 1976). Сборник изменений и дополнений главы СНиП Ш-А. 11.70 (М.: Стройиздат, 1977) 41. ГОСТ 12.4.026-76 ССБТ. Цвета сигнальные и знаки безопасности 42. ГОСТ 5272-68 Коррозия металлов. Термины 43. ISO 8044 Международный стандарт. Коррозия металлов и сплавов 44. РД 34 РК 03.201- Инструкция по пересмотру, 04 утверждению и применению отраслевых и руководящих документов в электроэнергетике 45. ГОСТ 12.3.016-87 ССБТ. Строительство. Работы антикоррозионные. Требования безопасности 46. СНиП РК. 103-05- Охрана труда и техника 2001 безопасности в строительстве 47. Ю.В. БалабанЗащита от внутренней коррозии Ирменин, трубопроводов водяных тепловых В.М. Липавских, сетей. М: Москва, А.М. Рубашов Энергоатомиздат, 1999 3 4.9 4.11 Приложение 1 Приложение 1 Вводная часть 4.1. 58 Содержание 1. 1.1. 1.2. 1.3. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. Требования к выбору методов защиты трубопровода тепловых сетей от наружной коррозии. Общие положения Требования к выбору методов защиты от коррозии Признаки опасности наружной коррозии и требования к методам их определения Признаки опасности внутренней коррозии и требования к методам их определения Требования к защитным антикоррозионным покрытиям для трубопроводов тепловых сетей. методы контроля защитных свойств покрытий. Общие требования Требования к проверке физико-механических показателей антикоррозионных покрытий Требования к нанесению антикоррозионных покрытий Требования к электрохимической защите трубопроводов тепловых сетей и методы контроля ее эффективности. Общие требования Требования к электрохимической защите трубопроводов тепловых сетей при бесканальной прокладке Требования к электрохимической защите трубопроводов тепловых сетей при канальной прокладке в случаях затопления или заноса каналов грунтом Способы электрохимической защиты трубопроводов тепловых сетей при разных способах прокладки и условиях эксплуатации Контроль эффективности установок электрохимической защиты трубопроводов тепловых сетей Требования к монтажу, наладке и приемке средств электрохимической защиты трубопроводов тепловых сетей Требования к эксплуатации средств электрохимической защиты трубопроводов тепловых сетей Требования безопасности при работах с защитными антикоррозионными покрытиями и при эксплуатации устройств электрохимической защиты трубопроводов тепловых сетей Ответственность за нарушение настоящих норм и правил Приложение 1. Термины и определения Приложение 2. Определение характера коррозионного повреждения металла трубопроводов водяных тепловых сетей Приложение 3. Метод номограмм для корректировки параметров сетевой воды с целью предупреждения внутренней коррозии магистральных трубопроводов теплосети 3 3 4 8 14 19 21 26 26 27 28 30 30 32 34 36 37 40 43 59 Приложение 4. Перечень нормативно- технических документов, 54 на которые имеются ссылки в правилах и нормах по защите трубопроводов тепловых сетей от электрохимической коррозии 60