ДЕПАРТАМЕНТ НАУКИ И ТЕХНИКИ

ПРАВИЛА И НОРМЫ ПО ЗАЩИТЕ ТРУБОПРОВОДОВ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

ОТ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ КОРРОЗИИ

РД34 20.520-96

ОРГРЭС Москва 1998

10

тей на участках бесканальной прокладки, а также на участках канальной прокладки при затоплении каналов или заносе их грунтов должно производиться измерением смещения разности потенциалов между трубопроводами тепловых сетей к 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 регистрирующие: приборов, имеющих входное сопротивление не менее 200 кОм на I Б шкалы прибора (мультиметр цифровой 43313.1, вольтамперметр ЭВ 2234, милливольтметр Н-399).

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

1.2.16.    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.

Методики измерений и обработки результатов измерений приведены в [1 ].

1.2.17.    Организации, выполняющие проектные, строительномонтажные, пусконаладочные и эксплуатационные работы по защите тепловых сетей от наружной коррозии и связанные с ними испытания и электрические измерения, должны иметь соответствующие лицензии. Лицензии выдаются Федеральным центром лицензирования Минтопэнерго РФ (Главгосэнергонадзором России).

u

2. ТРЕБОВАНИЯ К ЗАЩИТНЫМ АНТИКОРРОЗИОННЫМ

ПОКРЫТИЯМ ДЛЯ ТРУБОПРОВОДОВ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ* МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ЗАЩИТНЫХ СВОЙСТВ ПОКРЫТИЙ

2,1. О&щт требования

2Л.1. Все стальные трубопроводы тепловых сетей должны защищаться от наружной коррозии с помощью антикоррозионных покрытий, которые наносятся на поверхность труб, за исключением случаев, указанных в п. 1.1.3.

2.1.2.    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.

2.1.3.    Антикоррозиоянные покрытия, рекомендуемые для защиты трубопроводов тепловых сетей, приведены в табл 2.

2.1 ,4. Покрытия, которые предполагается применить для трубопроводов тепловых сетей, но не включенные в табл. 2, должны предварительно проходить комплексные стендовые испытания по |7| и отвечать предъявляемым требованиям (см. п, 2.1.7). 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).

2.1.5. Пригодность покрытия для антикоррозионной защиты труб тепловых сетей должна оцениваться пс следующим основным показателям:

удельному объемному электрическому сопротивлению;

сплошности;

прочности при ударе;

адгезии;

Антикоррозионные покрытия, рекомендуемые для защиты трубопроводов тепловых сетей от наружной электрохимической .коррозии

Таблица 2

Наименование покрытия Класс покрытия Структура покрытия по слоям. ГОСТ и ТУ на материалы и изделия Общая толщина, мм Способ прокладки. Вид теплоносителя Вид тепловой изо- Максимально допустимая температура теплоносителе, °С 1. Покрытие из безгрунтовой стеклоэмали марки 155Т* Стекло- эмалевое Два покровных слоя из эмали 155Т. ТУ 251-БССР-273-86. ("Трубы стальные эмалированные для тепловых сетей" — ТУ 34-31 -89) 0,5-0,6 Подземная в непроходных каналах; подземная бесканаль-ная. Вода и пар Все виды тепловой изоляции 300 2. Покрытия из стеклоэмали МК-5 ил и МК-5Р’ Стекло эмалевое Два покровных слоя из эмали МК-5 или МК-5Р. ТУ 33-275-88. ("Трубы стальные гладкие одношовные с двухсторонним стеклоэмалевым покрытием" — ТУ ЗЗ-РСФСР-ЗЗ-92) 0,5-0,6 Подземная в непроходных каналах; подземная бесканаль-ная. Вода и пар Все виды тепловой изоляции 300 3. Органосили- Лакокра- Три слоя органосиликатной 0,25- Подземная в Все виды 180 катное покрытие сочное краски ОС-51-03. ТУ 84-725-83. 0,30 непроходных 7Т2ПЛ080Й

типа ОС-51 -ОЯ (с термообработкой)		Термообработка при температуре 200°С		каналах. Вода	изоляции
4. Органосили-катмое покрытие типа ОС-51-03 (с отвердителем естественной сушки)	Лакокра сочное	Четыре слоя органоскликатной краски ОС-51-03. ТУ 84-725-83 с отвердителем естественной сушки	0,45	Подземная в непроходных каналах. Вода	Все виды: тепловой изоляции	150
5. Эпоксидное покрытие ЭП-%9	Лакокра сочное	Три покровных слоя эпоксидной эмалн ЭП-969. ТУ 6-10-1985-84	0,1	Подземная в непроходных каналах. Вода	Все виды подвесной тепловой изоляции	150
6 Кремнийорга-ническое покрытие ко-	Лакокра сочное	Три покровных слоя покрытия из кремнийорганнческой композиции КО (естественной сушки). ТУ 88. УССР 0.88.001 -91	0,25	Подземная в непроходных каналах. Вода	Все виды подвесной тепловой изоляции	150
7 Изолозое по-крытие	Оклеен ное	1.    Битумная грунтовка (1 вес.ч битума БНИ-П/ (ГОСТ 9812-74) на 21Л вес.ч.бензина) 2.    Холодная изольная мастика МРБ-Х-Т15. ТУ 21-27-37-74 МПСМ.	5-6	Подземная & непроходных каналах. Вода	Все виды подвесной тепловой изоляции	150

Наименование покрытия Класс покрытия Структура покрытия по слоям. ГОСТ и ТУ на материалы и изделия 3.    Изол. ГОСТ 10296-79. 4.    Холодная изольная мастика. 5.    Изол. 6.    Бумага мешочная. ГОСТ 2228-81 8. Стеклоарми- Оклееч- Четырехслойное покрытие рованное биту- ное СБП(А). ТУ 400-2-401-93. мопропиленовое 1. Битумная грунтовка или лак покрытие типа БТ-577 (толщиной 0,05-0,20 мм). СБП(А) 2.    Битумопропиленовая мастика армирующий стеклохолст (1,5-2,0 мм). 3.    Битумопропиленовая мастика армирующий стеклохолст (1,5-2,0 мм). 4.    Битумопропиленовая мастика обертка бумагой мешочной

Продолжение таблицы 2 Общая толщина, мм Способ прокладки. Вид теплоносителя Вид тепловой изо-ляции Максимально допустимая температура теплоносителя, °С 4-6 Подземная в непроходных каналах; подземная бескакаль-ная. Вода Все виды подвесной тепловой изоляции. Теплоизоляционные конструкции бесканальной прокладки с битумо-вермикули-том и биту- 150

---

(1,5-2.0 мм) ГОСТ 2228-81 мокерамэи- том 9. Металлизаци-онмое алюминиевое покрытие Металли- зацион- ное Два покровных слоя металлиза-ционного алюминиевого покрытия. ГОСТ 9.304-87. Один слой пропитки одним из следующих материалов: ОС 51-03. ТУ 84-725-83; ЭП 969. ТУ 6-10-1985-84; КО 198М. ТУ 6-02-821-74; КО-921. ГОСТ 16508-70 0.25- 0,30 Подземная в неироходных каналах и в тоннелях, подземная бес канальная, по стенам снаружи зданий, в технических подпольях. Вода Все виды подвесной тепловой изоляции и теплоизоляционные конструкции бесканальных прокладок 150 10. Покры тие на основе оксида алюминия’ Металли- зацион- ное Один слой покрытия плазменного напыления из смеси порошков алюминия ПА-4. ТУ 70989 (института "Элис") — 85% (по массе) и ильменита (месторождения Ир-шанского. ТУ 48-4-236-72 или Гремяхо-Вырмесского)— 15% 0,2-0,3 Подземная в непроходных каналах; подземная бесканалъ-ная. Вода Все виды подвесной тепловой изоляции, теплоизоляционные конструкции бесканаль-ной прокладки 150

Примечания:    I    Покрытия,    отмеченные    \    наносятся    на трубы только в заводских условиях. 2. Металлизационные алюминиевые покрытия следует применять для трубопроводов с теплоизоляцией из материалов, имеющих р! I не ниже 4,5 и не выше 9,5

16

гиокостк;

водопоглощенкю.

2.1.6.    Покрытия, защитные свойства которых не отвечают предъявляемым требованиям, применять для антикоррозионной защиты трубопроводов тепловых сетей не допускается

2.1.7.    Покрытия для защиты трубопроводов водяных тепловых сетей от наружной коррозии должны отвечать следующим требованиям:

термостойкость — 1875 ч при температуре 150°С (см. приложение 1, п. 24);

термовлагостойкость — 50 циклов "увлажнение — сушка" (один цикл включает полное увлажнение тепловой изоляции, окружающей трубу с покрытием, с последующей сушкой при температуре 75°С в течение пяти суток) (см. приложение 1, п. 25];

стойкость в агрессивных средах: сохранение защитных свойств под воздействием кислого pH = 2,5 в течение 3000ч и щелочного pH = 10,5 з течение 3000 ч растворов (для металлиза-ционных алюминиевых покрытий при pH = 4,5 и pH = 9,5};

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) гравийно-щебеночных включений.

2.1.8.    После полного цикла стендовых испытаний покрытие должно сохранять защитные свойства (отсутствие разрушений покрытия и коррозии металла), а физико-механические показатели его должны быть:

удельное объемное электрическое сопротивление (УОЭС) не ниже p_v >М0⁸ Ом см (на класс металлизационных покрытий и на лакокрасочные покрытия, включающие металлические наполнители и являющиеся электропроводными, не распространяется).

17

Примечание. Значение УСЭС является одним из основных показателей, по которому оцениваются защитные свойства покрытия и главным образом динамика их изменения в процессе воздействия внешних факторов;

сплошность— 100%;

прочность при ударе для классов лакокрасочных, оклеенных и металлизационных покрытий не ниже 30 кгс-см, для класса стеклоэмалевых — не ниже 7 кгс-см;

адгезия — "удовлетворительная";

гибкость — отсутствие излома на оправке диаметром не более 100 мм (на класс стеклоэмалевых покрытий не распространяется);

воде поглощение не более 0,6% после 120 ч нахождения в воде (на класс стеклоэмалевых похрытий не распространяется).

2.2. Требования к проверке физико-механических показателей антихоррозно&шых покрытий

2.2.1.    Измерение толщины антикоррозионных похрытий в диапазоне от 0 до 3 мм рекомендуется производить с помощью магнитных измерителей толщины, погрешность которых в диапазоне от 50 до 250 мкм не должна превышать =*={0,2Ах 4 2J мкм, в диапазоне от 250 мкм и более =ь (0,2Ах 4 5) мкм, где Ах — номинальное значение измеряемой величины (типовМТ41-МЦ, МИП-10или др.). Для измерения толщины более 3 мм следует использовать штангенциркули с погрешностью измерений 0,05 мм.

2.2.2.    Определение сплошности антикоррозионных покрытий должно производиться электроконтактным методом для всех кляссов покрытий, кроме металлизационных и лакокрасочных, включающих металлические наполнители и являющихся элект

ропроводными.

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 электрокон-

тактньгх 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 мы рекомендуется применять искровой дефектоскоп с напряжением на щупе до 20 кВ (Крона-1 р), Оклеенные 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 — 4 кВ, 500 мкм — 5 кВ.

Сплошность металлизационных покрытий должна определяться визуально (не должно быть участков, где отсутствует покрытие).

2.2.3.    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. ВеденеевеЛ

Измерения рекомендуется производить с помощью тераомметров с основной погрешностью на рабочих поддиапазонах от ЗТО⁸ до 10^п Ом не более ±4%; от 3*10¹¹ до 10^!2 Ом не более ±6%; на рабочем поддиапазоне 10¹³ Ом не более ±10% (тип Е6-13А).

Значение УОЭС — p_v (Ом см) следует определять по формуле

о = R

Pv *v ь '

где Ry — переходное электрическое сопротивление покрытия, измеренное тераомметром, Ом;

3_А — площадь покрытия, контактирующая с измерительным электродом, см²; b — среднее арифметическое значение толщины покрытия, см.

2.2.4.    Определение ударной прочности антикоррозионных покрытий должно производиться по ГОСТ 4765-73[26].

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 [25], но этот метод дает возможность производить измерения на образцах, проходящих испытания, и на трубах в заводских и полевых условиях.

19

За ударную прочность покрытия принимается наибольшая высота, при свободном падении с которой груз массой 1 кг не вызывает разрушения покрытия. Ударная прочность выражается в кгесм.

За результат испытаний должно приниматься среднее арифметическое трех определений, проводимых последовательно на разных участках образца. Отклонение от среднего значения должно быть не более 1 кгссм.

2.2.5.    Определение адгезии лакокрасочных антикоррозионных покрытий рекомендуется производить по методу решетчатых над-резов в соответствии с ГОСТ 15140-78(27}. Сущность метода заключается в нанесении на лакокрасочное покрытие решетчатых надрезов и визуальной оценке по четырехбалльной системе состояния покрытия после нанесения надрезов.

Размер единичного квадрата должен выбираться в зависимости от толщины покрытия: при толщине менее 60 мхм — ixi мм, гтри толщине от 60 до 120 мкм — 2x2 мм, при толщине от 120 до 200 мкм — 3x3 мм. Адгезия в баллах оценивается по состоянию решетки надрезов.

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° линиям и определения усилия отрыва с помощью динамометра. Покрытие должно отделяться от трубы с усилием не менее 2 кгс.

2.2.6.    Определение гибкости антикоррозионных покрытий следует производить по ГОСТ 6806-73[28], при этом испытатель-, кая панель должна быть дополнена оправками диаметрами 30, 50, 75, 100, 150 мм. За значение гибкости принимается минимальный диаметр стержня в миллиметрах, на котором при изгибе образца испытуемое покрытие остается неповрежденным.

2.2.7.    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

Разработано Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей” (АО "Фирма ОРГРЭС"); Академией коммунального хозяйства им. К.Д. Памфилова

Исполнителе Р.М. СОКОЛОВ (АО "Фирма ОРГРЭС"), М.А. СУРИС (Академия коммунального хозяйства им. К.Д. Памфилова)

узпастаментом на\ти и техники РАО "БЭС.’

России' 27.06.96 г. Начальник А.П. БЕРСЕНЕВ

©СПО ОРГРЭС, 1998.

Подписано к печати 3.02.98    Формат    60x84    1/16

Печать офсетная    Уся.    печ я 2,8 Уч -изд. я. 2,8    Тираж    550    экз.

Заказ №<(?/$#    Издат.    №    97052

Производственная служба передового опыта эксплуатации энергопредприятий

ОРГРЭС

105023, Москва, Семёновский пер., д 15 Участок оперативной полиграфии СПО ОРГРЭС 109432, Москва, 2-й Кожуховский проезд, д 29, строение 6 20

течение установленного срока (для покрытий, предназначенных для

труб тепловых сетей, — 120 ч).

2.3. Требования м. нанесению

антикоррозионных покрытый

2.3.1.    Защитные антикоррозионные покрытия должны нано* снться на трубы в стационарных условиях, механизированным способом на трубозаготовительных заводах или производственных базах строительно-монтажных 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.

2.3.2.    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.

2.3.3.    Для обеспечения заданных защитных свойств покрытий должен производиться контроль нормируемых показателей качества покрытий.

Качество антикоррозионных покрытий должно проверяться на предприятии (заводе) псюле 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 выявляют ся видимые дефекты покрытия (отслоения, трещины, сколы), допущенные при нанесении покры-

ПРАВИЛА И НОРМЫ ПО ЗАЩИТЕ

ТРУБОПРОВОДОВ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ    РД    34.20.520-96

ОТ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ КОРРОЗИИ

Вводятся в действие c01.01.1998 г.

Настоящие 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, требования 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: РД 34.20.518-95" с учетом конструктивных особенностей теплопроводов применительно к реальным условиям эксплуатации.

Настоящие Правила и нормы распространяются на трубопроводы тепловых сетей, транспортирующие горячую воду с температурой до 200°С и давлением Р_у до 2,5 МПа (25 кгс/см²) и войной пар с температурой до 440°С и давлением Р до 6,3 МПа 63 кгс/см²) (СНиП 2.04.07-86*)|2).

Настоящие Правила и нормы предназначены для персонала предприятий, осуществляющих эксплуатацию тепловых сетей в Составе организаций и предприятий РАО "ЕЭС России", а также •'огут быть использованы персоналом других предприятий, эксплуатирующих тепловые сети, и проектными организациями, ■меющими подразделения гю проектированию защиты тепловых ^;етей от электрохимической коррозии.

11астоящие Правила и нормы составлены в соответствии с "\ Ь>-'енклатурой документов электроэнергетической отрасли: А 34.01.101 -93", "Правилами р. гзработхи, пересмотра, утверждения и применения отраслевых руководящих документов но

4

эксплуатации и ремонту оборудования в электроэнергетике: РД 34.01.103-94", 'Типовой инструкцией по защите тепловых сетей от наружной коррозии: РД 34.20.518-95", "Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: РД 34.20.501-95". "Правилами техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей: РД34.03.201-91, ГОСТ9.602-89"ЕСЗКС. Сооружения подземные Общие требования к защите от коррозии", а также другими действующими нормативно-техническк-ми документами, выпущенными Госгортехнадзором России, Минтопэнерго России, РАО " ЕЭС России", Минстроем России.

1. ТРЕБОВАНИЯ К ВЫБОРУ МЕТОДОВ ЗАЩИТЫ ТРУБОПРОВОДОВ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ ОТ НАРУЖНОЙ КОРРОЗИИ

1.1. Требования к выбору методов защиты от коррозии

1.1.1.    Методы защиты трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии должны выбираться в зависимости от способа прокладки тепловых сетей (подземная канальная, подземная бесканальная, надземная), температуры теплоносителя и его вида (вода, пар), условий эксплуатации (для канальной прокладки — подверженность каналов затоплению, заносу грунтом, подверженность теплоизоляционной конструкции увлажнению капельной влагой; для бесканальной прокладки — коррозионная агрессивность грунтов, опасное влияние блуждающих токов).

1.1.2.    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 см. в приложении 1).

1.1.3.    При использовании для трубопроводов теплоизоляционных материалов или конструкций, исключающих возможность кор-

5

розии наружной поверхности труб (например, пенополиуретановой теплоизоляции с трубой-оболочкой из жесткого полиэтилена) _F защитные антикоррозионные покрытия применять не следует.

1.1.4.    Для трубопроводов тепловых сетей при надземной прокладке должны применяться только защитные антикоррозионные покрытия.

1.1.5.    Для трубопроводов тепловых сетей, транспортирующих пар, при подземной прокладке и наличии признаков опасности наружной коррозии (см. пп. 1.2.2-1.2.3), 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.

1.1.6.    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 разд. 2.

При выпуске заводами-изготовителями защитных антикоррозионных покрытий с лучшими технико-экономическими показателями, удовлетворяющими требованиям работы в тепловых сетях (см. пп. 2.1.4; 2.1.7), следует применять эти покрытия взамен указанных в табл. 2.

1.1.7.    Электрохимическая защита (ЭХЗ) трубопроводов тепловых сетей должна осуществляться на основе признаков опасности наружной коррозии (см. п. 1.2). Наличие хотя бы одного из признаков опасности коррозии для того или иного способа прокладки указывает на необходимость применения средств ЭХЗ.

1.1.8.    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.

1.1.9.    При подземной канальной прокладке тепловых сетей в зонах влияния блуждающих токов должны быть предусмотрены меры по увеличению переходного электрического сопротивления

6

труб тепловых сетей путем электроизоляции трубопроводов от неподвижных и подвижных опор.

1.1.10. В целях ограничения натекания блуждающих токов в а трубопроводы тепловых сетей на абонентских тепловых вводаг объектов, являющихся источниками блуждающих токов |объекты трамвайной сети метрополитена, электрифицированных железных дорог (см. п. 3.4.10), должны быть установлены электроизолирующие фланцевые соединения (ЭФС).

1.1.11.. На трубопроводах тепловых, сетей с электрохимической защитой с помощью электродреиажных и катодных установок должны быть предусмотрены стационарные хонтролъно-из-мерительные пункты (КИП) для контроля эффективности ит действия.

1.1.12. 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 коррозия

ш требования к методам тх определения

1.2.1.    Опасность наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей должна определяться по наличию признаков опасности, которые зависят от способа прокладки тепловых сетей

1.2.2.    Для подземных тепловых сетей, проложенных в каналах, признаками опасности наружной коррозии трубопроводов следует считать;

наличие воды в канале или занос канала грунтом, когда вода или грунт достигает изоляционной конструкции (при отсутствии возможности удаления воды или грунта из канала);

увлажнение теплоизоляционной конструкции (обнаруживаемое в процессе эксплуатации) капельной влагой с перекрытия канала, достигающей поверхности труб, или влагой, стекающей по щитовой опоре;

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 переменно-

7

го блуждающего тока увеличивает скорость коррозии наружной поверхности трубопроводов, контактирующей с водой или грунтом. \\ 2.3. Для подземных тепловых сетей, проложенных бесканаль-

нс% признаками опасности наружной коррозии следует считать: коррозионную агрессивность грунтов, оцененную как "высокая

опасное влияние постоянного и переменного блуждающих токов на трубопроводы тепловых сетей.

1,2.4. 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 в соответствии с табл. 1.

Таблица I

Коррозионная агрессивность грунта во отношению к углеродистой ш низколегированной стали

Коррозионная агрессивность грунта	Значение удельного электрического | сопротивления грунта, Ом-м
Низкая	| Св. 50
Средняя	| От 20 до 50
Высокая	| До 20

1.2.5.    Признаком опасного влияния постоянных блуждающих

воков на трубопроводы подземных тепловых сетей следует считать наличие знакопеременного (знакопеременная зона) или изменяющегося во 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 блуждающих токов или поляризации от внешних источников блуждающих токов.

1.2.6.    Признаком опасного влияния переменных блуждающих токов на трубопроводы подземных тепловых сетей следует считать смещение среднего значения разности потенциалов между трубопроводами тепловых сетей и медносульфатным электродом срав-

8

нения в отрицательную сторону не менее чем на 10 мВ по сравнению с разностью потенциалов, измеренной при отсутствии влияния переменного тока.

1.2.7.    Для определения наличия признаков опасности наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей должны систематически проводиться осмотры поверхностей трубопроводов подземных тепловых сетей и измерительные работы для оценки коррозионной агрессивности грунтов и опасности действия блуждающих токов.

При осмотрах и измерительных работах должны быть выполнены следующие работы:

а)    выявлено состояние каналов для установления наличия и уровня их затопления или заноса грунтом¹;

б)    произведена оценка интенсивности коррозионных разрушений трубопроводов тепловых сетей на участках, где зафиксированы признаки опасности наружной коррозии трубопроводов¹;

в)    выявлены участки тепловых сетей, проложенных беска-нально, находящиеся в зоне грунтов высокой коррозионной агрессивности;

г)    выявлены участки тепловых сетей, находящиеся в зоне опасного влияния блуждающих токов с определением основных источников блуждающих токов;

д)    определен характер влияния установок ЭХЗ смежных подземных сооружений на тепловые сети, а также возможность совместной защиты трубопроводов тепловых сетей со смежными сооружениями;

е)    проведена проверка эффективности мероприятий по снижению утечки тока с рельсовых путей электрифицированного транспорта, работающего на постоянном токе.

1.2.8.    Измерения УЭС грунтов должны производиться по мере необходимости для выявления участков трассы тепловых сетей бес-канальной прокладки, находящихся в грунтах с высокой коррозионной агрессивностью, а также при выборе типа, конструкции и

9

расчета анодного заземлителя при необходимости электрохимической (катодной) защиты трубопроводов тепловых сетей.

1.2.9.    Измерения УЭС грунтов могут производиться в полевых условиях на трассах тепловых сетей или в лабораторных условиях на предварительно отобранных пробах грунта.

1.2.10.    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 производиться вдоль оси предполагаемой трассы через каждые 100-200 м.

1.2.11.    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 j.

1.2.12.    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.

Методика отбора проб грунта, юс обработки и определения УЭС грунта изложены в [ i ].

1.2.13.    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 мес, 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.

1.2.14.    Определение характера воздействия постоянных и переменных блуждающих токов на трубопроводы тепловых се-

1

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.