С ПОМОЩЬЮ МЕТОДА «ИНДИКАТОРОВ КОРРОЗИИ»

1. В качестве индикаторов внутренней коррозии применяются стальные плоские пласти­
ны толщиной 2-3 мм круглой формы, изготовленные из материала труб или из малоуглероди­
стой стали Ст.3. Пластины изготавливаются диаметром 40-60 мм. В центре пластин сверлится отверстие диаметром 12-15 мм для их крепления (рис. 1). На каждом индикаторе выбивается номер. •

Рис. 4 Индикатор внутренней коррозии

2. Для установки индикаторов коррозии в контрольных точках трубопровода вваривают­ся фланцевые штуцера d = 80-100 мм, закрывающиеся глухими фланцами, на которых пер­пендикулярно плоскости по центру привариваются стальные стержни с резьбой на конце. На стержнях крепятся индикаторы коррозии, как это показано на рис. 2. Для периодического выпуска воздуха к глухому фланцу приваривается штуцер диаметром 1/2", на который уста­навливается вентиль.

3. Индикаторы обмеряются с помощью штангенциркуля, после чего для каждого индикатора вычисляется площадь активной поверхности (контактирующей с сетевой водой) по фор­муле

S =2π R (R + δ) = 6,28 R (R + δ) мм', (1)

uде R — радиус круглой пластины, мм; 6 — толщина пластины. Внутренняя поверхность пластины в расчетах не учитывается.

4. После обмера образцы очищаются от продуктов коррозии и обезжириваются следую­щим образом:

а) промываются в 0,5%-ном растворе соляной кислоты, ингибированной уротропином (3 г уротропина на 1 л раствора);

Рис. 2. Установка индикаторов коррозии в контрольной точке тепловой сети:

1 – глухой фланец; 2 - фланцевый штуцер; 3 - стержень; 4 - индикаторные пластины; 5 - труба,

5 - паронитовая прокладка; 7 - фиксирующие втулки (Ст. 3); 8 - зажимная гайка;

9 - шгуцер d = '/;" с вентилем для выпуска воздуха

б) промываются в 0,5%-ном растворе щелочи, нагретой до 60-70*С;

в) промываются в струе воды;

г) просушиваются в сушильном шкафу в течение 1 ч при температуре 105°С и затем ох­лаждаются при комнатной температуре;

д) обезжириваются последовательно промывкой в спирте и серном эфире.

Вместо серно­го эфира можно применять четыреххлористый углерод или другой растворитель (бензин и АР-);

е) повторно просушиваются в течение 1/2 ч в сушильном шкафу при 105*С и охлаждают­ся в эксикаторе с хлористым кальцием до комнатной температуры.

5. После обработки индикаторы взвешиваются на весах Т-4 с точностью 0,1 г. Результаты обмера, вычислений и взвешивания заносятся в журнал.

6. Подготовленные индикаторы завертываются в фильтровальную бумагу (каждый в от­дельности), на обертке надписывается номер пластины, значение активной поверхности ин­дикатора, масса пластины в граммах.

7. Устанавливаются индикаторы коррозии в контрольных точках сети персоналом ПЗК совместно со слесарем, обслуживающим теплопроводы под руководством мастера участка в сроки, установленные планом, утвержденным главным инженером ОЭТС.

При установке положение индикаторов коррозии на стержне (см. рис. 2) фиксируется промежуточными стальными втулками и закрепляется зажимной гайкой. В каждой точке ус­танавливается по три индикаторных пластины.

Глухой фланец с насаженными на стержень пластинами осторожно устанавливается на фланцевый штуцер и крепится с помощью болтов.

8. После установки индикаторов в журнал учета и обработки индикаторов внутренней коррозии заносятся:

дата установки индикатора;

точка установки;

номер индикаторной пластины, значение активной поверхности пластины, масса плас­тины;

место установки (порядковый номер) пластины на стержне (считая от глухого фланца).

9. После наполнения тепловой сети водой и в процессе эксплуатации через штуцер с вен- . тилями в контрольных точках должен периодически спускаться воздух.

10. Индикаторные пластины извлекаются после останова тепловой сети на ремонт. Сня­тие глухого фланца, извлечение его из штуцера и снятие со стержня пластин должно произ­водиться осторожно с тем, чтобы не повредить пластины с имеющимися на них продуктами коррозии.

Снятые образцы завертываются в бумагу (каждый в отдельности), на которой записыва­ется дата снятия, точка установки, положение пластины на стержне (считая от глухого флан­ца).

11. Индикаторные пластины подвергаются лабораторной обработке:

а) подсушиваются в эксикаторе с хлористым кальцием в течение 2-4 сут при комнатной температуре;

б) очищаются от продуктов коррозии деревянным скребком;

в) промываются в 5%-ном растворе ингибированной уротропином соляной кислоты при комнатной температуре, а затем в струе воды с одновременным протиранием поверхности металла мягкой резиной до полного удаления продуктов коррозии;

г) высушиваются в термостате при температуре 105*С в течение 1 ч;

д) охлаждаются в эксикаторе и взвешиваются на аналитических весах.

В журнал записывается масса индикаторной пластины после обработки, а также описы­вается внешний вид пластины, отмечается состояние ее поверхности, наличие пленочной, точечной или язвенной коррозии, глубина и диаметр каверн и другие характерные данные

12. Интенсивность процесса коррозии определяется по среднесуточной потере массы, средней для трех индикаторных пластин, отнесенной к их средней активной поверхности, по формуле

(2)

где m_lcp — средняя масса трех пластин до установки их в контрольной точке тепловой сети, г m_{2 cр} - средняя масса пластин после извлечения их из трубопровода и очистки от продуктов коррозии, г; - потеря массы некоррелированной пластики (средняя из трех) при кислотной обработке. г;

S_ср — средняя активная поверхность индикаторных пластин, мм²;

Т - продолжительность пребывания индикаторов трубопроводе, сут.

Средняя скорость (проницаемость) коррозии определяется по формуле

П = 0,047 k_f мм/год. (3)

Интенсивность процесса коррозии оценивается по средней скорости коррозии по табли­це:

Приложение 2

Перечень типовой документации на конструкции,

изделия и узлы зданий и сооружений

Серия 5.903-13 "Изделия и детали трубопроводов

для тепловых сетей. Рабочие чертежи"

	Наименование выпуска	Состав выпуска	Краткая характеристика
	Детали трубопроводов	Отвод крутоизогнутый, черт. ТС-582	=40+600 мм, угол гиба 30, 45, 60, 90°, =1,5 для 400 мм, = для 500
		Отвод сварной, черт. ТС-583.000СБ	=100+1400 мм, угол поворота 15, 30, 45, 60, 90°, 2 ,5 МПа, 350 °С, 2 1,6 МПа, 300 °С, 2 ,2 МПа, 350 °С
		Отводы гнутые, черт. ТС-584	=10+400 мм, =1,6; 2,5; 4,0 МПа
		Переход сварной листовой концентрический, черт. ТС-585 и эксцентрический, черт. ТС-586	1400 мм, =2,5 МПа, 350 °C, 1,6 МПа, 300 °C, 2,2 МПа, 415 °C
		Переход штампованный концентрический и эксцентрический, черт. ТС-594	400 мм, 4,0МПа, 415 °C
		Тройники и штуцеры для ответвления трубопроводов, черт. ТС-588.000СБ-ТС592	=10+1400 мм - трубопроводы, =10+1400 мм - ответвления, 4,0 МПа
		Фланцы плоские приварные с патрубком, черт. ТС-593.000СБ, черт. ТС- 599.000СБ	=15+1400 мм, 2,5 МПа, 350 °C. Присоединительные размеры по ГОСТ 12815 - 80
		Заглушки плоские привар-ные, черт. ТС-59.000 СБ	=25+1000 мм, до 4,0 МПа
		Заглушки плоские приварные с ребрами, черт. ТС-596.000	=300+1400 мм, от 0,25 до 4,0 МПа
		Примечание - Сводная таблица ответвлений трубопроводов, черт. ТС-587 ТБ
	Дренажные узлы	Узел штуцера и арматуры на водяной тепловой сети и конденсатопроводе (спускник), черт. ТС-631.000СБ и ТС-632.000СБ	=32+1400 мм, =1,6; 2,5 МПа
		Узел штуцера и арматуры для гидропневматической промывки водяных тепловых сетей (спускник), черт. ТС-633.000СБ, ТС-634.000СБ	=50+1400 мм, =1,6; 2,5 МПа
		Узел штуцера с вентилем для выпуска воздуха на водяных тепловых сетях и конденсатопроводах (воздушник), черт. ТС-635.000СБ	=32+1400 мм, =1,6; 2,5 МПа
		Узел штуцера с вентилем для подключения сжатого воздуха при гидропневматической промывке на водяной тепловой сети и конденсатопроводе (воздушник), черт. ТС-636.000СБ	=50+1400 мм, =1,6; 2,5 МПа
		Узел пускового дренажа паропроводов, черт. ТС-637.000СБ	=65+1200 мм, =1,0; 1,6; 2,5; 4,0; 6,4 МПа
		Узел пускового дренажа паропроводов с отводом, черт. ТС-638.000СБ	=65+1200 мм, =1,0; 1,6; 2,5; 4,0 МПа мм, =50+700 мм, =6,4 МПа
		Узел пускового и постоянного дренажа паропровода, черт. ТС-639.000СБ	=65+1200 мм, =1,0; 1,6; 2,5; 4,0 МПа, =50+700 мм, =6,4 МПа
		Воздушник на паропроводе, черт. ТС-640.000СБ	=65+1200 мм, =1,0; 1,6; 2,5; 4,0 МПа, =50+700 мм, =6,4 МПа
	Установка контрольно- измерительных приборов (термометров, манометров)	Установка термометра на горизонтальном трубопроводе, черт. ТС-3.001.000СБ	=100+1400 мм, 200 °C, =100+1000 мм, 350 °C, =100+1000 мм, 440 °C
		Установка термометра углового с углом поворота 90° на вертикальном и горизонтальном трубопроводах, черт. ТС-3.002.000СБ	То же
		Установка манометра на горизонтальном трубопроводе, черт. ТС-3.003.000СБ	2,5 МПа, 200 °С
		Установка манометра на вертикальном трубопроводе, черт. ТС-3.004.000СБ	2,5 МПа, 200 °С
		Установка манометра на горизонтальном трубопроводе, черт. ТС-3.005.000СБ	6,2 МПа, 440 °С
		Установка манометра на вертикальном трубопроводе, черт. ТС-3.006.000СБ	6,2 МПа, 440 °С
	Компенсаторы сальниковые	Компенсатор сальниковый односторонний: вариант 1 - с уплотняющим устройством, вариант 2 - без уплотняющего устройства, черт. ТС-579.00.000СБ	=100+1400 мм, 2,5 МПа, 300 °С. Компенсирующая способность от 190 до 500 мм
		Компенсатор сальниковый двухсторонний: вариант 1 - с уплотняющим устройством, вариант 2 - без уплотняющего устройства, черт. ТС-580.00.000СБ	=100+800 мм, 2,5 МПа, 300 °С. Компенсирующая способность от 380 до 900 мм
	Грязевики	Грязевик горизонтальный, черт. ТС-565.00.000СБ	=150+400 мм, =2,5 1,6; 1,0 МПа
		Грязевик горизонтальный, черт. ТС-566.00.000СБ	=500+1400 мм, =2,5; 1,6 МПа
		Грязевик вертикальный, черт. ТС-567.00.000СБ	=200+300 мм, =2,5; 1,6 МПа
		Грязевик вертикальный, черт. ТС-568.00.000СБ
		Грязевик тепловых пунктов, черт. ТС-569.00.000СБ	=40+200 мм, =2,5; 1,6 1,0 МПа

Поиск по сайту: