Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

45 страниц

310.00 ₽

Купить СТО 17330282.27.060.002-2008 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Устанавливает требования по защите от коррозии наружной поверхности магистральных и распределительных трубопроводов тепловых сетей, их стальных конструктивных элементов, находящихся в эксплуатации.

Стандарт не распространяется на трубопроводы тепловых сетей бесканальной прокладки с пенополимерминеральной и пенополиуретановой теплоизоляцией с полиэтиленовой оболочкой, оснащенные системами оперативно-дистанционного контроля.

Стандарт предназначен для применения строительными, наладочными, эксплуатирующими и экспертными организациями при эксплуатации тепловых сетей

 Скачать PDF

Оглавление

1. Область применения

2. Нормативные ссылки

3. Термины и определения

4. Сокращения

5. Общие положения

6. Требования к организации работ по защите от наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей и их элементов при эксплуатации

7. Требования к техническому обслуживанию и ремонту установок ЭХЗ в процессе эксплуатации

8. Требования к методам контроля за эффективностью работы установок ЭХЗ в процессе эксплуатации

9. Требования к организации контроля и технического обслуживания защитных покрытий в процессе эксплуатации

10. Требования безопасности при работах с защитными антикоррозионными покрытиями и при эксплуатации устройств электрохимической защиты

11. Требования к утилизации (ликвидации) отходов, образующихся при защите от наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей на этапах строительства и приемки в эксплуатацию

Приложения

 
Дата введения30.05.2008
Добавлен в базу01.09.2013
Завершение срока действия31.10.2008
Актуализация01.01.2019

Организации:

14.05.2008УтвержденОАО ВНИПИэнергопром245
РазработанООО НПК Курс-ОТ
РазработанОАО ОРГРЭС
РазработанОАО ВНИПИэнергопром
РазработанАКХ им. К. Д. Памфилова
Нормативные ссылки:
Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ ОАО РАО «ЕЭС РОССИИ»


СТО

17330282.27.060.002-2008


ТРУБОПРОВОДЫ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ. ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ Организация эксплуатации и технического обслуживания.. Нормы и требования.

Дата введения - 2008 - 05 - 30

Москва

2008

СТО

17330282.27.060.002-2008


СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ РАО «ЕЭС РОССИИ»


ТРУБОПРОВОДЫ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ. ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ.

Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования.

Дата введения - 2008 - 05 - 30

Москва

2008

-    приемка в эксплуатацию защитных антикоррозионных покрытий трубопроводов и их элементов, устройств ЭХЗ, а также всей конструкции в целом;

-    эксплуатационное обслуживание устройств ЭХЗ с проведением регламентных работ в сроки и в объемах, определенных настоящим стандартом;

-    организация работ по ремонту защитных антикоррозионных покрытий и устройств ЭХЗ с привлечением специализированных подразделений ОЭТС или сторонних специализированных организаций;

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

6.6 Каждое ПЗК должно быть    оснащено специальными контрольно-измерительными приборами и аппаратурой, необходимыми для проведения коррозионных измерений в полевых и лабораторных условиях, а также приборами контроля качества антикоррозионных покрытий и приборами для обследования коррозионного состояния трубопроводов. В крупных организациях (предприятиях) рекомендуется иметь специальные передвижные лаборатории по защите от коррозии.

6.7    Для контроля состояния подземных трубопроводов, теплоизоляционных и строительных конструкций следует периодически производить контрольные вскрытия на тепловых сетях.

Вскрытие для наружного осмотра теплопроводов, проложенных в непроходных каналах и бесканально, следует производить в первую очередь в местах, где имеются признаки опасности наружной коррозии трубопроводов.

Кроме этих участков вскрытие подземных теплопроводов для наружного осмотра следует также производить в указанных ниже неблагоприятных местах, где возможно возникновение процессов наружной коррозии трубопроводов:

•    вблизи мест, где при эксплуатации наблюдались коррозионные повреждения трубопроводов;

•    на участках, расположенных вблизи линий канализаций и водопровода или в местах пересечения с этими сооружениями;

•    в местах, где по результатам тепловизионного обследования наблюдаются повышенные тепловые потери;

•    в местах, где по результатам технического обследования и инженерной диагностики коррозионного состояния трубопроводов тепловых сетей обнаружены участки с максимальным утонением стенки трубопровода.

6.8    Наружный осмотр вскрытого участка теплопровода проводится в соответствии с Приложением В. По мере осмотра каждого вскрытия заполняется акт (Приложение Г)*

При наружном осмотре вскрытого участка теплопровода и оценке коррозионного процесса на трубах рекомендуется исходить из следующего:

У

•    пылевидная коррозия, а также равномерная пленочная коррозия с толщиной коррозионных пленок до 3 мм, под которой не обнаружено язв, могут считаться неопасными;

•    пленочная коррозия с толщиной пленок более 3 мм, а также пленочная коррозия, под которой обнаружены язвы, или местная язвенная коррозия, считаются опасными;

•    наличие каверн конической формы без продуктов коррозии по краям указывает на протекание процесса электрокоррозии и считается опасным.

В местах, где наблюдаются опасные коррозионные процессы, должны быть вырезаны образцы труб для принятия решения о необходимости проведения ремонта), а также отбираются пробы грунта и тепловой изоляции для лабораторных анализов. По окончании осмотра инженером ПЗК измеряется потенциал «трубопровод-земля» и фактическая толщина стенок труб. Результаты измерений и лабораторных анализов за подписью исполнителя прикладываются к акту в виде дополнительных данных. Оформленные акты сброшуровываются по годам, хранятся в ПЗК. По результатам контрольных вскрытий должны быть намечены мероприятия по обеспечению расчетного срока службы трубопровода, а также сроки их выполнения.

6.9    После проведения контрольного вскрытия обязательно должны быть полностью восстановлены теплоизоляционные и строительные конструкции:

•    трубы защищены антикоррозионным покрытием, соответствующим требованиям раздела 8 СТО-117-2007 «Трубопроводы тепловых сетей. Защита от коррозии. Условия создания. Нормы и требования»;

•    восстановлены основной слой теплоизоляции, покровный слой, стыки с прилегающими участками теплоизоляционной конструкции;

•    произведена очистка канала от грунтовых заносов и остатков разрушенных теплоизоляционных и других материалов в месте вскрытия;

•    установлены плиты перекрытия канала с заменой поломанных плит новыми, произведены цементирование и гидроизоляция швов.

•    Проведенные восстановительные работы освещаются в соответствующем разделе акта (Приложение Г).

Места вскрытий теплопроводов в течение ближайших 3-4 месяцев после засыпки должны находиться под усиленным надзором оперативного персонала. По мере необходимости следует подсыпать грунт и планировать поверхность земли для отвода поверхностных вод от теплопроводов.

6.10    Обследование теплопроводов при ликвидации повреждений производится так же, как и при контрольных вскрытиях.

8

При утечках теплоносителя в местах устранения повреждений, как правило, бывает полное разрушение теплоизоляционной конструкции и размыв окружающего грунта, что значительно затрудняет определение причин коррозионных повреждений. В этих случаях рекомендуется увеличить размер шурфа по длине прокладки на 5-10 м, а при необходимости для обеспечения расчетного срока службы трубопроводов тепловых сетей и более - до размеров, определенных приборными методами.

6.11    При обнаружении наружной коррозии следует тщательно осмотреть участки труб, прилегающие к поврежденному участку, проверить организацию отвода сточных вод с поверхности земли над теплотрассой, плотность швов плит перекрытия каналов, состояние изоляции, антикоррозионных покрытий, а также дренажных устройств. Особое внимание следует обратить на места установки неподвижных и подвижных опор и на прокладки в стальных футлярах, а также на места пересечения с водопроводом, канализацией, водостоком. В результате осмотра должна быть установлена причина возникновения коррозионного повреждения.

Результаты осмотра места повреждения трубопровода фиксируются инженером ПЗК в акте осмотра поврежденного трубопровода (Приложение Д), который является формой первичного учета повреждений, и хранятся в техническом архиве ПЗК.

6.12    При ликвидации коррозионного повреждения на замененном или отремонтированном участке трубопровода должны быть выполнены мероприятия по восстановлению антикоррозионного покрытия, теплоизоляционных и строительных конструкций а также приняты меры по предотвращению попадания влаги на трубопроводы (выполнен отвод с трассы тепловой сети грунтовых, ливневых и др. вод, уплотнены швы перекрытия каналов и камер), а также меры по защите теплопроводов от воздействия блуждающих токов. При замене поврежденного участка трубопровода также могут применяться заранее подготовленные заготовки труб с нанесенным антикоррозионным покрытием и тепловой изоляцией.

Для предупреждения повторного повреждения участки теплопровода, на которых выявлена интенсивная наружная коррозия, в процессе дальнейшей эксплуатации должны подвергаться контролю. В случае возникновения повторного повреждения на данном участке должна быть организована комиссия, которая составляет акт о выявлении причин неоднократных повреждений трубопроводов с указанием мероприятий и сроков по их устранению.

7 Требования к техническому обслуживанию и ремонту установок

ЭХЗ в процессе эксплуатации

7.1 Техническое обслуживание и ремонт установок ЭХЗ в процессе эксплуатации проводятся для их содержания в состоянии полной

9

работоспособности, предупреждения преждевременного износа и отказов в работе и осуществляются в соответствии с графиком технического обслуживания и планово-предупредительных ремонтов.

7.2    График технического обслуживания и планово-предупредительных ремонтов должен включать определение видов и объемов технического обслуживания и ремонтных работ, сроки их проведения, указания по организации учета и отчетности о выполненных работах

7.3    На каждой защитной установке необходимо иметь журнал контроля, в который заносятся результаты осмотра и измерений. Приложение Ж.

7.4    Техническое обслуживание и планово-предупредительные ремонты проводятся:

•    техническое обслуживание - 2 раза в месяц для катодных, 4 раза в месяц - для дренажных установок и 1 раз в 3 месяца - для установок гальванической защиты (при отсутствии средств телемеханического контроля). При наличии средств телемеханического контроля сроки проведения технических осмотров устанавливаются руководством ОЭТС с учетом данных о надежности устройств телемеханики;

•    техническое обслуживание с проверкой эффективности - 1 раз в б месяцев;

•    текущий ремонт - 1 раз в год;

•    капитальный ремонт -1 раз в 5 лет

7.5    Техническое обслуживание включает:

•    осмотр всех элементов установки с целью выявления внешних дефектов, проверку плотности контактов, исправности монтажа, отсутствия механических повреждений отдельных элементов, отсутствия подгаров и следов перегревов, отсутствия раскопок на трассе дренажных кабелей и анодных заземлений;

•    проверку исправности предохранителей (если они имеются);

•    очистку корпуса дренажного и катодного преобразователя, блока совместной защиты снаружи и внутри;

•    измерение тока и напряжения на выходе преобразователя или между гальваническими анодами (протекторами) и трубами;

•    измерение потенциала трубопровода в точке подключения установки;

•    производство записи в журнале установки о результатах выполненной работы;

•    устранение выявленных в процессе осмотра дефектов и неисправностей, не требующих дополнительных организационнотехнических мероприятий.

7.6    Технический обслуживание с проверкой эффективности защиты включает:

10

•    все работы по техническому осмотру;

•    измерения потенциалов в постоянно закрепленных опорных пунктах.

•    7.7    Текущий ремонт включает:

•    все работы по техническому осмотру с проверкой эффективности;

•    измерение сопротивления изоляции питающих кабелей;

•    одну или две из указанных ниже работ: ремонт линий питания (до 20% протяженности), ремонт выпрямительного блока, ремонт блока управления, ремонт измерительного блока, ремонт корпуса установки и узлов крепления, ремонт дренажного кабеля (до 20% протяженности), ремонт контактного устройства контура анодного заземления, ремонт контура анодного заземления (в объеме менее 20%).

7.8    Капитальный ремонт включает:

•все работы по техническому осмотру с проверкой эффективности действия ЭХЗ;

•более двух работ из перечня ремонтов, перечисленных в пункте 7.7 настоящего стандарта, либо ремонт в объеме более 20% - протяженности линия питания, дренажного кабеля, контура анодного заземления.

7.9    Внеплановый ремонт - вид ремонта, вызванный отказом в работе оборудования и не предусмотренный годовым планом ремонта. При этом отказ в работе оборудования должен быть зафиксирован аварийным актом, в котором указываются причины аварии и подлежащие устранению дефекты.

7.10    С целью оперативного выполнения внеплановых ремонтов и сокращения перерывов в работе ЭХЗ в организациях, эксплуатирующих устройства ЭХЗ, следует иметь резервный фонд преобразователей для катодной и дренажной защиты из расчета - 1 резервный преобразователь на 10 действующих.

8 Требования к методам контроля за эффективностью работы

установок ЭХЗ в процессе эксплуатации.

8.1 Контроль эффективности ЭХЗ трубопроводов тепловых сетей производят не реже, чем 2 раза в год (с интервалом не менее 4 месяцев), а также при изменении параметров работы установок ЭХЗ и при изменении коррозионных условий, связанных с:

•    прокладкой новых подземных сооружений;

•    в связи с проведением ремонтных работ на тепловых сетях;

•    установкой ЭХЗ на смежных подземных коммуникациях.

Примечание. Контроль эффективности действия средств ЭХЗ при

расположении АЗ и протекторов как в каналах, так и за их пределами.

11

производится лишь при затоплении (заиливании) каналов, достигающих поверхности теплоизоляционной конструкции.

8.2    При проверке параметров элекгродренажной защиты измеряют дренажный ток, устанавливают отсутствие тока в цепи дренажа при перемене полярности трубопровода относительно рельсов, определяют порог срабатывания дренажа (при наличии реле в цепи дренажа или цепи управления), а также сопротивление в цепи электродренажа.

8.3    При проверке параметров работы катодной станции измеряют ток катодной защиты, напряжение на выходных клеммах катодной станции и потенциал трубопровода на контактном устройстве.

8.4    При проверке параметров установки гальванической защиты (при расположении протекторов в каналах или камерах) измеряют:

1)    силу тока в цепи между секциями протекторов и

трубопроводами;

2)    величину смещения разности потенциалов между

трубопроводом и измерительными электродами до и после

подключения секций протекторов к трубопроводам.

8.5    Контроль эффективности действия средств ЭХЗ на трубопроводах тепловых сетей

бесканальной и канальной прокладок с размещением АЗ за пределами канала осуществляется по разности потенциалов между трубопроводом и МЭС, установленным в стационарном или нестационарном КИПе (в последнем случае с помощью переносного МЭС).

8.6    Схема переносного МЭС приведена на рисунке 4 Приложения А СТО-117-2007 «Трубопроводы тепловых сетей. Защита от коррозии. Условия создания. Нормы и требования», схема и технические характеристики МЭС типа ЭНЕС и ЭСН-МС, устанавливаемых в стационарных КИП, приведены в Приложении П СТО-117-2007 «Трубопроводы тепловых сетей. Защита от коррозии. Условия создания. Нормы и требования».

8.7    Стационарные КИПы должны устанавливаться на участках тепловых сетей, где ожидаются минимально и максимально допустимые значения защитных потенциалов, в местах пересечения тепловых сетей с рельсами электрифицированного транспорта

8.8    При отсутствии стационарных КИПов переносный МЭС устанавливают на поверхности земли между трубопроводами (в плане), на дне тепловой камеры (при наличии в ней воды). Перед установкой электродов грунт должен быть разрыхлен на глубину 4-5 см и из него должны быть удалены твердые включения размером более 3 мм. Если грунт сухой, его следует увлажнить до полного водонасыгцения водопроводной водой.Для проведения измерений используют приборы типа ЭВ 2234, 43313.1, ПКИ-02.

8.9    Продолжительность измерений при отсутствии блуждающих токов должна составлять не менее 10 минут с непрерывной регистрацией или с 12

ручной записью результатов через каждые 10 сек. При наличии блуждающих токов трамвая с частотой движения 15-20 дар в час измерения необходимо проводить в часы утренней или вечерней пиковой нагрузки электротранспорта.

В зоне влияния блуждающих токов электрофицированных железных дорог период измерения должен охватывать пусковые моменты и время прохождения электропоездов в обе стороны между двумя ближайшими станциями.

8.10 Значения разности потенциалов между трубопроводами и МЭС в зоне действия защиты могут находиться в пределах от минус 1,1 до минус 3,5 В.

8.11 Среднее значение разности потенциалов Ucp (В) вычисляют по формуле:

Ucp = ZWn,

(8.1)

i=l

где SUi - сумма значений разности потенциалов; п - общее число отсчетов.

Результаты измерений заносят в протокол (Приложение И настоящего стандарта), а также фиксируют на картах-схемах тепловых сетей.

8.12    При обнаружении неэффективной работы установок катодной или дренажной защиты (сокращены зоны их действия, потенциалы отличаются от допустимых защитных) необходимо произвести регулирование режима работы установок ЭХЗ.

8.13    Сопротивление растеканию тока АЗ следует определять во всех случаях, когда режим работы катодной станции резко меняется, но не реже 1 раза в год. Сопротивление растеканию тока АЗ определяют, как частное от деления напряжения на выходе катодной установки на ее выходной ток или при расположении АЗ за пределами канала с помощью приборов типа М-416, Ф-416, Ф 4103-М1 и стальных электродов по схеме, приведенной на рис. 1. Измерения следует производить в наиболее сухое время года. Дренажный провод (6) на время измерений следует отключить. При длине Ьаз питающий электрод (5) относят на расстояние в ^ ЗЬаз, вспомогательный электрод (4) — на расстояние а > 2Ьаз.

1 - анодные    ^

3

А

заземлители; 2 -измерительный измерительный вспомогательный питающий электрод;

контрольно-пункт; 3 -прибор; 4 -электрод; 5 -б - дренажный провод.

Рисунок 1 -Измерение сопротивления растеканию анодного заземления

При расположении АЗ в каналах сопротивление растеканию тока АЗ определяют при затоплении или заиливании канала до уровня изоляционной конструкции труб. При наличии нескольких плеч АЗ их сопротивление растеканию тока определяют раздельно.

8.14    Контроль эффективности действия средств ЭХЗ на трубопроводах

тепловых сетей канальной прокладки при расположении АЗ и гальванических анодов (протекторов) непосредственно в каналах, осуществляется по значению смещения разности потенциалов между трубопроводом    и установленным на его    поверхности (или

теплоизоляционной конструкции) ВЭ в сторону отрицательных значений в пределах от 0,3 до 0,8 В.

При ЭХЗ с помощью протекторов из магниевого сплава смещение разности потенциалов между ВЭ и трубопроводом должно быть не менее 0,2 В.

8.15    До начала проведения измерительных работ в заданной зоне ЭХЗ определяются уровни затопления канала и камер при наличии возможности визуально или инструментальным методом. В последнем случае определяется уровень затопления, достигающий пунктов установки ВЭ на подающем и обратном трубопроводах - на уровне нижней образующей теплоизоляционной конструкции.

8.16    Проверка наличия воды на уровне установки ВЭ производится в такой последовательности:

-    отключают станции катодной защиты (протекторы при их применении не отключают);

-    к проводнику от трубопровода на КИПе и ВЭ подключают мегаомметр;

- при снятой на КИПе перемычке между трубопроводом и ВЭ измеряют электрическое сопротивление R.

Значение R < 10,0 кОм указывает на наличие воды в канале (камера) на уровне установки ВЭ или выше него.

14

Аналогичные измерения производят в других пунктах, где установлены

ВЭ.

8.17    Измерение потенциала трубопроводов по отношению к ВЭ на участках, где затопление канала на уровне установки ВЭ или выше него (после технического осмотра установок ЭХЗ) производится в такой последовательности:

-    при выключенной СКЗ подключить вольтметр к клеммам контрольного пункта: положительный зажим вольтметра - к клемме «Т» (трубопровод), отрицательный - к клемме вспомагательного электрода. Для измерений используют вольтметр с входным сопротивлением не ниже 200 кОм на 1,0 В шкалы прибора (мультиметр типа 43313.1, вольтамперметр типа ЭВ 2234). Тумблер или перемычка должны быть разомкнуты.

-    не менее, чем через 30 мин после отключения СКЗ зафиксировать исходное значение разности потенциалов между трубопроводом и ВЭ (AMHCXJ с учетом полярности (знака).

-    включить СКЗ, установив режим ее работы при минимальных значениях силы тока и напряжения.

-    увеличением силы тока в цепи СКЗ установить ее значение при достижении разности потенциалов между трубопроводом и ВЭ: И’т_в.э. в пределах от минус 600 до минус 900 мВ (не ранее, чем через 10 мин после установки значения силы тока).

Вычислить Ит.в^ с учетом АИисх.

И™. -14 т-в.э. - Айисх.7 мВ Пример расчета № 1.

ДИдек. = -120 мВ, И’х_вл. = -800 мВ.

Ит_в.э. = -800 - (-120) - -680 мВ.

Пример расчета № 2.

ДИас*. = +120 мВ, И’^э = -800 мВ Им* -800 - (120) = -920 мВ.

8.18    Если полученные значения Ит.вл на КИП зоны действия защиты (на участках затопления или заноса канала грунтом) не находятся в пределах значений минус 300 -800 мВ, производится регулировка силы тока преобразователя.

Примечание. Увеличение силы тока преобразователя должно производиться с учетом предельно допустимого значения напряжения на выходе преобразователя, равного 12,0 В.

8.19    По окончании измерительных работ, если ВЭ изготовлен из углеродистой стали, производят замыкание ВЭ с трубопроводом. Если ВЭ изготовлен из нержавеющей стали, ВЭ с трубопроводом не замыкают.

8.20    При неисправностях ВЭ (повреждения проводников, крепления к трубопроводу ВЭ) в доступных пунктах устанавливают у поверхности теплоизоляционной конструкции переносной ВЭ, с помощью которого производят изложенные выше измерительные работы.

15

8.21    При обнаружении участков трубопроводов, не подверженных затоплению и не контактирующих с грунтом заноса в зоне отдельного плеча анодного заземлителя, указанный участок (плечо) целесообразно отключить из системы ЭХЗ до момента обнаружения затопления канала на этом участке. После отключения указанного участка необходима дополнительная регулировка режима работа СКЗ. Целесообразно переоборудовать СКЗ, применив устройство для автоматического включения или отключения СКЗ ( или отдельных участков трубопроводов) в зависимости от уровня затопления канала на этих участках.

8.22    Контроль эффективности действия ЭХЗ с применением гальванических анодов (протекторов) из магниевых сплавов, размещенных на дне или стенках каналов осуществляется после проведения работ, указанных в пунктах 8.15-8.16 настоящего стандарта.

8.23    При фиксации затопления канала на участке установки ВЭ производится проверка действия протекторной защиты измерением:

-    силы тока в цепи звена (группы) «протекторы - трубопровод»;

- потенциала протектора или группы протекторов, отключенных от трубопровода, относительно медносульфатного электрода сравнения, установленного на дне канала (при наличии возможности) или над каналом в зоне установки контролируемой группы протекторов;

-    потенциала трубопровода по отношению к ВЭ при отключенной и включенной группе протекторов. Данные заносят в протокол, приведенный в Приложении К настоящего стандарта.

Измерения указанных параметров производят лишь при наличии возможности отключения группы протекторов от трубопроводов и подключения измерительных приборов.

Далее производится оценка значений измеренных параметров:

-    наличие тока в цепи «протекторы - трубопровод» свидетельствует о целостности указанной цепи;

-    потенциалы протекторов, отключенных от трубопровода, значения которых (по абсолютной величине) не ниже 1,2 В, характеризуют протекторы, как исправные (потенциалы протекторов измеряют лишь при наличии электролитического контакта протекторов с электролитом - водой на дне канала);

-    разность потенциалов между трубопроводом и ВЭ при включенной и выключенной группе протекторов, составляющая не менее 0,2 В, характеризует эффективностью действия протекторной защиты трубопроводов.

8.24    Прямая оценка опасности коррозии и эффективности действия ЭХЗ трубопроводов тепловых сетей канальной прокладки и на участках их прокладки в футлярах может производиться с помощью индикаторов скорости коррозии типа БПИ-1 или Б ПИ-2. Сущность метода прямой оценки опасности коррозии и эффективности действия ЭХЗ, методов обработки данных при обследовании состояния поверхности БПИ-1, при срабатывании 16

Предисловие

В настоящем стандарте устанавливаются технические требования и действия по защите от наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей, применяющиеся на стадиях эксплуатации и технического обслуживания, направленные на формирование и реализацию безопасных и энергетически эффективных систем распределения и транспортирования тепловой энергии (тепловых сетей), рационального использования топливно-энергетических

ресурсов.

Сведения о стандарте

РАЗРАБОТАН

Открытым акционерным обществом «Объединение ВНИПИэнергопром» (ОАО «ВНИПИэнергопром»); АКХ им. Памфилова, ОАО «ОРГРЭС», ООО НПК «Курс-ОТ»

ВНЕСЕН

Открытым акционерным обществом «Объединение ВНИПИэнергопром» (ОАО «ВНИПИэнергопром»)

УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

ВВЕДЕН

ВПЕРВЫЕ

Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 14.05.2008г. № 245

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения ОАО РАО «ЕЭС России»

БПИ-2 изложены в разделе 11 СТО «Трубопроводы тепловых сетей. Защита от коррозии. Условия создания. Нормы и требования»

8.25    Исправность ЭИС проверяют не реже 1 раза в год. Для этой цели используют специальные сертифицированные индикаторы качества электроизолирующих соединений. При отсутствии таких индикаторов измеряют падение напряжения на электроизолирующем соединении или синхронно потенциалы трубы по обеим сторонам электроизолирующего соединения. Измерения проводят при помощи двух милливольтметров. При исправном электроизолирующем соединении синхронное измерение показывает скачок потенциала. Результаты проверки оформляют протоколом согласно Приложению Л настоящего стандарта.

8.26    Если на действующей установке ЭХЗ в течение года наблюдалось шесть и более отказов в работе преобразователя, последний подлежит замене. Для определения возможности дальнейшего использования преобразователя необходимо провести его испытание в объеме, предусмотренном требованиями предустановочного контроля.

8.27    В случае, за все время эксплуатации установки ЭХЗ общее количество отказов в ее работе превысит 12, необходимо провести обследование технического состояния трубопроводов по всей длине защитной зоны.

8.28    Суммарная если продолжительность перерывов в работе установок ЭХЗ не должна превышать 14 суток в течение года.

8.29    В тех случаях, когда в зоне действия вышедшей из строя установки ЭХЗ защитный потенциал трубопровода обеспечивается соседними установками ЭХЗ (перекрывание зон защиты), то срок устранения неисправности определяется руководством эксплуатационной организации.

8.30    Организации, осуществляющие эксплуатацию установок ЭХЗ, должны ежегодно составлять отчет об отказах в их работе.

9 Требования к организации контроля я технического

обслуживания защитных покрытий в процессе эксплуатации

9.1    В процессе эксплуатации защитных покрытий трубопроводов тепловых сетей осуществляется периодический контроль их состояния

9.2    Контролю и обслуживанию в обязательном порядке подлежат защитные покрытия трубопроводов тепловых сетей расположенных на доступных участках:

-    трубопроводы надземной прокладки;

-    трубопроводы в тепловых камерах;

-    трубопроводы в проходных каналах и коллекторах;

-    трубопроводы в смотровых колодцах.

17

Содержание

1.    Область применения    1

2.    Нормативные ссылки    1

3.    Термины и определения    2

4.    Сокращения    3

5.    Общие положения    3

6.    Требования к организации работ по защите от наружной коррозии

трубопроводов тепловых сетей и их элементов при эксплуатации    4

7.    Требования к техническому обслуживанию и ремонту установок ЭХЗ в

процессе эксплуатации    9

8.    Требования к методам контроля за эффективностью работы установок

ЭХЗ в процессе эксплуатации    11

9.    Требования к организации контроля и технического обслуживания

защитных покрытий в процессе эксплуатации.    17

10.    Требования безопасности при работах с защитными

антикоррозионными покрытиями и при эксплуатации устройств электрохимической защиты.    19

11.    Требования к утилизации (ликвидации) отходов, образующихся при

защите от наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей на этапах строительства и приемки в эксплуатацию.    20

12. Приложение А    (рекомендуемое )Форма рапорта слесаря по

обслуживанию тепловых сетей.    22

13.    Приложение Б (обязательное)Форма паспорта трубопровода.    23

14.    Приложение В (.обязательное) Указания к проведению осмотра

теплопровода при вскрытии прокладки    25

15.    Приложение Г (рекомендуемое) Типовая форма акта на осмотр

теплопровода при вскрытии прокладки.    27

16. Приложение Д    (рекомендуемое) Акт осмотра поврежденного

трубопровода тепловой сети.    29

17.    Приложение Ж (рекомендуемое) Журнал проверки эффективности

работы установки ЭХЗ.    32

18.    Приложение И (рекомендуемое) Протокол измерений потенциалов

трубопровода при контроле эффективности электрохимической защиты показывающими приборами.    33

потенциалов трубопровода (подающего, обратного) при контроле эффективности ЭХЗ с помощью станций катодной защиты или


19.    Приложение К (рекомендуемое) Протокол измерений смещения

гальванических анодов.    35

20.    Приложение Л (рекомендуемое) Протокол определения исправности

электроизолирующих соединений (ЭИС).    36

21.    Приложение М (рекомендуемое) Акт приемки защитного

антикоррозионного покрытия.    37

Библиография    39

Ш

1    Область применения

Настоящий стандарт устанавливает требования по защите от коррозии наружной поверхности магистральных и распределительных трубопроводов тепловых $етей их стальных конструктивных элементов находящихся в эксплуатации

Стандарт не распространяется на трубопроводы тепловых сетей бесканальной прокладки с пенополимерминеральной и пенополиуретановой теплоизоляцией с полиэтиленовой оболочкой, оснащенные системами оперативно-дистанционного контроля

Настоящий стандарт предназначен для применения проектными, строительными, наладочными, эксплуатирующими и экспертными организациями при эксплуатации тепловых сетей.

2    Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 12.3.005-75. ССБТ. Работы окрасочные. Общие требования безопасности.

ГОСТ 12.3.016-87. ССБТ. Строительство. Работы антикоррозионные. Требования безопасности.

ГОСТ 12.4.011-89. ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация.

ГОСТ 12.4.103-83. ССБТ. Одежда специальная защитная, средства индивидуальной защиты ног и рук. Классификация.

ГОСТ 9.602-2005 ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии.

ГОСТ Р 12.4.026-2001 ССБТ. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний

ГОСТ 12.1.005-88 Санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов и информационной системе общего пользования -на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Бели ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

1

3 Термины и определения

3.1    адгезия: Совокупность сил связи между высохшей пленкой и окрашиваемой поверхностью.

3.2    анодная зона: Участок подземного стального трубопровода, потенциал которого смещается относительно стационарного потенциала данного трубопровода только в сторону положительных значений.

3.3    анодный заземлитель (анод): Проводник, погруженный в грунт или раствор электролита и подключенный к положительному полюсу источника постоянного тока.

3.4    блуждающий ток: Постоянный электрический ток, протекающий вне предназначенной для него цепи.

3.5    внешний слой покрытия: Слой покрытия, поверхность которого соприкасается с окружающей средой.

3.6    гальванический анод (протектор): Электрод из металла с более отрицательным потенциалом, чем защищаемое металлическое сооружение. Подключается к сооружению при его гальванической защите.

3.7    гальваническая (протекторная) защита: Электрохимическая защита металлического сооружения путем подключения к нему гальванического анода.

3.8    грунтование: Нанесение промежуточных    слоев    лакокрасочного

материала, обладающего хорошей адгезией к окрашиваемой поверхности и следующему слою лакокрасочного покрытия и предназначенного для повышения защитных свойств системы покрытия.

3.9    дефект: Каждое отдельное несоответствие продукции установленным требованиям.

3.10    долговечность лакокрасочного покрытия:    Способность

лакокрасочного покрытия сохранять заданные свойства в течение заданного срока.

3.11    естественная сушка лакокрасочного покрытия:    Сушка

лакокрасочного покрытия в нормальных условиях.

3.12    защитное (антикоррозионное, противо-коррозионное) покрытие:

Слой или система слоев веществ, наносимые на поверхность металлического сооружения для защиты металла от коррозии.

3.13    защитный потенциал: Потенциал, при котором электрохимическая защита обеспечивает необходимую коррозионную стойкость металла.

3.14    знакопеременная зона: Участок подземного стального трубопровода, потенциал которого смещается относительно стационарного потенциала и к более положительным, и к более отрицательным значениям.

3.15    катодная зона: Участок подземного стального трубопровода, потенциал которого смещается относительно стационарного потенциала к более отрицательным значениям.

3.16    катодная поляризация:    Электрохимическая    защита    стального

трубопровода путем смещения потенциала коррозии в сторону отрицательных значений.

3.17    катодное покрытие: Металлическое покрытие, имеющее в данной среде электродный потенциал более отрицательный, чем у основного.

3.18    композиционное покрытие: Покрытие, состоящее из включений металлических и неметаллических составляющих.

3.19    коррозионная агрессивность грунта:    Совокупность    свойств

(характеристик) грунта, которые влияют на коррозию металла в грунте.

3.20    коррозионная стойкость: Способность металла труб противостоять коррозии в данной коррозионной системе.

3.21    коррозия металла труб: Разрушение металла труб вследствие химического или электрохимического взаимодействия их с коррозионной средой.

3.22    крацевание: Обработка поверхности основного покрываемого металла и (или) покрытия щетками для удаления окислов, загрязнений, уплотнения покрытия или нанесения декоративного штриха.

3.23    критерии опасности наружной коррозии: Признаки, определяющие опасность наружной коррозии трубопровода тепловой сети.

3.24    критерий предельного состояния: Признак (совокупность признаков) предельного состояния объекта, установленный нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документацией.

3.25    лакокрасочное защитное покрытие: Покрытие, получаемое при нанесении на поверхность труб лакокрасочных материалов.

4    Сокращения

ОЭТС - организация, эксплуатирующая тепловые сети;

ЭХЗ - электрохимическая защита;

КИП - контрольно-измерительный пункт;

МЭС - медно-сульфатный электрод сравнения;

АЗ - анодный заземлитель;

ВЭ - вспомогательный электрод;

БПИ - блок пластин-индикаторов;

ЭИС - электроизолирующее соединение;

ПЗК - подразделение по защите от коррозии НТД -нормативно-технические документы;

ЦТП - центральный тепловой пункт;

ИТП - индивидуальный тепловой пункт.

5    Общие положения

5.1    Настоящий стандарт является основанием для организации работ ОЭТС по защите от наружной коррозии эксплуатируемых трубопроводов тепловых сетей а также для проведению мероприятий по обслуживанию и ремонту средств противокоррозионной защиты на этапе их эксплуатации.

5.2    Обслуживание и ремонт средств защиты от коррозии (материалы и конструкция покрытий, преобразователи для катодной защиты.

3

электродренажи и протекторы, приборы контроля качества изоляционных покрытий и определения опасности коррозии и эффективности противокоррозионной защиты) осуществляется только в соответствии с требованиям настоящего стандарта.

5.3 Оценка эффективности противокоррозионной защиты, принятие конструктивных решений по защите от коррозии и выбор средств защиты на этапе эксплуатации осуществляют также с учетом требований соответствующих разделов СТО-117-2007 «Трубопроводы тепловых сетей. Защита от коррозии. Условия создания. Нормы и требования»[1].

6 Требования к организации работ по защите от наружной

коррозии трубопроводов тепловых сетей и их элементов при

эксплуатации

6.1    Для контроля состояния трубопроводов тепловых сетей и определения признаков опасности наружной коррозии оперативным персоналом ОЭТС должны производиться наружные осмотры трубопроводов по графику, составленному лицом, ответственным за их исправное состояние и безопасную эксплуатацию. График наружного осмотра должен предусматривать осуществление контроля состояния как оперативным персоналом, так и лицом, ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов тепловых сетей.

6.2    При наружном осмотре трубопроводов тепловых сетей в местах доступа обследуются:

-    изменения в планировке и состоянии поверхности земли по всей трассе (для предотвращения затопления трубопроводов поверхностными водами производится своевременная подсыпка земли и ремонт наружного покрытия);

-    наличие и уровень затопления водой тепловых камер и каналов -уровень воды в камерах не должен быть выше основания канала, примыкающего к камере, а при бесканальной прокладке - не выше отметки, отстоящей на 400 мм от теплоизоляционной конструкции теплопровода (скапливающаяся вода должна периодически или непрерывно удаляться с помощью передвижных или стационарных насосных установок);

-    наличие капели с плит перекрытий в тепловых камерах и проходных каналах (при появлении необходимо впредь до устранения причин капели сделать защитное покрытие над трубопроводами и оборудованием и отвод воды в приямок);

-    наличие участков трубопроводов с разрушенной тепловой изоляцией, антикоррозионным и гидроизоляционным покрытиями (для защиты от наружной коррозии должны быть восстановлены);

-    состояние попутного дренажа (ежегодно после окончания отопительного сезона трубопроводы попутного дренажа должны подвергаться прочистке механическим способом); смотровые дренажные

4

колодцы попутного дренажа должны осматриваться и очищаться от заносов по мере необходимости;

-    вентиляция каналов и тепловых камер (при запаривании каналов и тепловых камер и при отсутствии приточно-вытяжной вентиляции, непредусмотренной проектом или несмонтированной, снижение температуры воздуха до 32 0 С необходимо производить передвижными вентиляционными установками);

-    состояние строительных металлических конструкций (окраска в доступных местах металлических конструкций тепловых сетей антикоррозионными покрытиями производится не реже одного раза в два года).

Результаты наружного осмотра заносятся в рапорт оперативного персонала (Приложение А) а затем лицом, ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию, в паспорт трубопровода (Приложение Б) и журнал учета осмотров.

6.3    В ОЭТС в паспорте трубопровода должны систематически отмечаться:

•    затопляемые участки трубопроводов;

•    места, где наблюдались коррозионные и другие повреждения трубопроводов;

•    места, где проводились контрольные вскрытия трубопроводов;

•    участки, где производились текущие и капитальные ремонты трубопроводов;

•    результаты технического освидетельствования.

Также в ОЭТС должна быть специальная эксплуатационная схема тепловых сетей, на которой должны быть отмечены:

•    места затоплений теплопроводов;

•    участки теплопроводов, подверженные влиянию блуждающих постоянных и переменных токов;

•    места аварийных повреждений;

•    места контрольных вскрытий трубопроводов;

•    места текущих и капитальных ремонтов трубопроводов;

•    участки теплопроводов, находящиеся в аварийном состоянии.

На схему должны быть нанесены также рельсовые пути

электрифицированного транспорта, смежные подземные сооружения, места расположения установок ЭХЗ на трубопроводах тепловых сетей и смежных подземных сооружениях.

6.4    Для повышения уровня технического обслуживания ОЭТС трубопроводов тепловых сетей н для разработки мероприятий по защите от наружной коррозии вновь сооружаемых и действующих трубопроводов должны быть организованы ГОК. В зависимости от местных условий и производственной необходимости такими подразделениями могут быть служба, отдел, производственная лаборатория, группа. При необходимости

5

может быть заключен договор со специализированной организацией, выполняющей данные виды работ.

Примечание. В малых ОЭТС должен быть назначен инженерно-технический работник, ответственный за организацию и контроль работ по защите от наружной коррозии.

6.5 Задачами ГОК при защите трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии в процессе эксплуатации являются:

-    участие в проведении наружных осмотров трубопроводов при периодическом техническом освидетельствовании;

-    контроль коррозионного состояния трубопроводов и оценка интенсивности коррозионных разрушений труб тепловых сетей на участках, где зафиксирована опасность наружной коррозии трубопроводов путем установки индикаторов скорости коррозии (Приложение Г СТО-117-2007 «Трубопроводы тепловых сетей. Защита от коррозии. Условия создания. Нормы и требования»), измерения остаточной толщины стенок трубы, инженерной диагностики коррозионного состояния трубопроводов;

-    выявление вредных факторов, влияющих на процессы коррозии, с составлением карт их распределения, определение причин их возникновения и разработка мероприятий по их предотвращению;

-    проведение электрических измерений в соответствии с Приложением А СТО-117-2007 «Трубопроводы тепловых сетей. Защита от коррозии. Условия создания. Нормы и требования»;

-    регистрация и анализ причин коррозионных повреждений тепловых

сетей;

-    участие в контрольных и аварийных вскрытиях тепловых сетей;

-    разработка мероприятий, препятствующих коррозионным процессам, и контроль их выполнения;

-    выдача технических заданий на разработку мероприятий по защите от наружной коррозии в проектах тепловых сетей и на проектирование ЭХЗ при строительстве новых и реконструкции действующих тепловых сетей с отражением комплексного подхода к защите от коррозии на всем территориальном участке, а в отдельных случаях самостоятельная разработка проекта защиты;

-    подготовка технических заданий на реконструкцию тепловых сетей с учетом реальных условий их эксплуатации и анализа причин сокращения расчетного срока службы;

-    согласование проектов тепловых сетей и проектов ЭХЗ от наружной коррозии, разработанных проектными организациями;

-    осуществление технического надзора за строительно-монтажными работами на тепловых сетях по защите трубопроводов от наружной коррозии;

-    участие в пусконаладочных работах устройств ЭХЗ;