РОССИЙСКОЕ ОТКРЫТОЕАКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»

ПРИКАЗ

Об утверждении и вводе в действие Стандарта организацииОАО РАО «ЕЭС России» «Трубопроводы тепловых сетей. Защита от коррозии. Организацияэксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования»

В соответствиис решением Правления ОАО РАО «ЕЭС России» (протокол заседания от 22.11.2004 №1106пр/2), ОАО «Институт ВНИПИэнергопром» разработан стандарт организации ОАОРАО «ЕЭС России» «Трубопроводы тепловых сетей. Защита от коррозии. Организацияэксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования».

Проектстандарта прошел процедуры, предусмотренные «Положением о порядке разработки,рассмотрения и утверждения технических стандартов организации корпоративногоуровня в ОАО РАО «ЕЭС России». Центральная комиссия ОАО РАО «ЕЭС России» потехническому регулированию приняла решение об утверждении Стандарта (протоколот 12.02.2007 № 10).

ПРИКАЗЫВАЮ:

1. УтвердитьСтандарт ОАО РАО «ЕЭС России» СТО 17330282.27.060.002-2008 «Трубопроводытепловых сетей. Защита от коррозии. Организация эксплуатации и техническогообслуживания. Нормы и требования» (далее - Стандарт) согласно приложению № 1.

2. ВвестиСтандарт в действие с 30 мая 2008 года.

3.Бизнес-единице № 1 (Чикунову А.В.), Бизнес-единице № 2 (Аветисяну В.Е.),Бизнес-единице «Энергосистемы Востока» (Благодырю И.В.), Бизнес-единице«Сервис» (Воронину В.П.) обеспечить рассмотрение Советами директоров ДЗО ОАОРАО «ЕЭС России» (далее - ДЗО), а так же Советами директоров обществ дочерних изависимых по отношению к ДЗО (далее - ВЗО) вопроса о присоединении указанныхДЗО/ВЗО к Стандарту.

4. Установить,что решение Совета директоров ДЗО/ВЗО по вопросу «О присоединении к Стандарту»должно содержать указание на присоединение ДЗО/ВЗО к Стандарту и положение отом, что Стандарт является локальным нормативным актом ДЗО/ВЗО.

5. Отменитьдействие в Холдинге нормативных документов согласно приложению № 2 и исключить их из Реестрадействующих в электроэнергетике НТД, утвержденного приказом ОАО РАО «ЕЭСРоссии» от 14.08.2003 г. № 422 «О пересмотре нормативно-технических документов(НТД) и порядке их действия в соответствии с ФЗ «О техническом регулировании».

6.Руководителям Бизнес-единицы № 1, Бизнес-единицы № 2, Бизнес-единицы«Энергосистемы Востока», Бизнес-единицы «Сервис» обеспечить до 30 июня 2008 г.внесение изменений в действующую нормативную и техническую документацию сучетом требований Стандарта.

7.Некоммерческому партнерству «ИНВЭЛ» (Левцеву A.M.), Дирекции организации,методологии конкурсных закупок и стандартизации (Романову А.А.) обеспечитьрегистрацию и учет Стандарта в системе Информационного фонда по техническомурегулированию и внести в реестр документов по техническому регулированию вэлектроэнергетике.

8.Департаменту по взаимодействию со СМИ (Нагоге М.Г.), Дирекции организации,методологии конкурсных закупок и стандартизации (Романову А.А.) обеспечитьразмещение на сайте ОАО РАО «ЕЭС России» уведомления об утверждении и вводе вдействие Стандарта в соответствии с действующим порядком.

9. Контроль заисполнением настоящего приказа возложить на члена Правления, заместителятехнического директора - главного технического инспектора ОАО РАО «ЕЭС России»Паули В.К.

Заместитель ПредседателяПравления                                                   Уринсон Я.М.

Приложение № 1

кприказу ОАО РАО «ЕЭС России»

от14.05.2008 г. № 245

РОССИЙСКОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ РАО «ЕЭС РОССИИ»

ТРУБОПРОВОДЫ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ.

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ.

Организация эксплуатации и технического обслуживания.

Нормы и требования.

СТО 17330282.27.060.002-2008

Дата введения - 2008-05-30

Предисловие

В настоящемстандарте устанавливаются технические требования и действия по защите отнаружной коррозии трубопроводов тепловых сетей, применяющиеся на стадияхэксплуатации и технического обслуживания, направленные на формирование иреализацию безопасных и энергетически эффективных систем распределения итранспортирования тепловой энергии (тепловых сетей), рациональногоиспользования топливно-энергетических ресурсов.

Содержание

Сведения о стандарте

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

ВНЕСЕН Открытым акционернымобществом «Объединение ВНИПИэнергопром» (ОАО «ВНИПИэнергопром»)

УТВЕРЖДЕНИ ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 14.05.2008 г. № 245

ВВЕДЕНВПЕРВЫЕ

1 Область применения

Настоящийстандарт устанавливает требования по защите от коррозии наружной поверхностимагистральных и распределительных трубопроводов тепловых сетей, их стальныхконструктивных элементов, находящихся в эксплуатации.

Стандарт нераспространяется на трубопроводы тепловых сетей бесканальной прокладки спенополимерминеральной и пенополиуретановой теплоизоляцией с полиэтиленовойоболочкой, оснащенные системами оперативно-дистанционного контроля.

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

2 Нормативные ссылки

В настоящемстандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

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

ГОСТ 12.3.016-87. ССБТ. Строительство. Работыантикоррозионные. Требования безопасности.

ГОСТ 12.4.011-89. ССБТ. Средства защитыработающих. Общие требования и классификация.

ГОСТ 12.4.103-83. ССБТ. Одежда специальнаязащитная, 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-гигиеническиетребования к воздуху рабочей зоны

Примечание - При пользовании настоящим стандартомцелесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов винформационной системе общего пользования - на официальном сайте национальногооргана Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодноиздаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», которыйопубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующимежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году.Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящимстандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Еслиссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка нанего, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

3.1 адгезия: Совокупность сил связи между высохшей пленкой и окрашиваемойповерхностью.

3.2 анодная зона: Участок подземного стального трубопровода, потенциал которогосмещается относительно стационарного потенциала данного трубопровода только всторону положительных значений.

3.3 анодный заземлитель (анод): Проводник, погруженный в грунт илираствор электролита и подключенный к положительному полюсу источникапостоянного тока.

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

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

3.6 гальванический анод (протектор): Электрод из металла с более отрицательнымпотенциалом, чем защищаемое металлическое сооружение. Подключается к сооружениюпри его гальванической защите.

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

3.8 грунтование: Нанесение промежуточных слоев лакокрасочного материала,обладающего хорошей адгезией к окрашиваемой поверхности и следующему слоюлакокрасочного покрытия и предназначенного для повышения защитных свойствсистемы покрытия.

3.9 дефект: Каждое отдельное несоответствие продукции установленнымтребованиям.

3.10 долговечность лакокрасочного покрытия: Способность лакокрасочного покрытиясохранять заданные свойства в течение заданного срока.

3.11 естественная сушка лакокрасочного покрытия: Сушка лакокрасочного покрытия внормальных условиях.

3.12 защитное (антикоррозионное,противокоррозионное) покрытие: Слойили система слоев веществ, наносимые на поверхность металлического сооружениядля защиты металла от коррозии.

3.13 защитный потенциал: Потенциал, при которомэлектрохимическая защита обеспечивает необходимую коррозионную стойкостьметалла.

3.14 знакопеременная зона: Участок подземного стальноготрубопровода, потенциал которого смещается относительно стационарногопотенциала и к более положительным, и к более отрицательным значениям.

3.15 катодная зона: Участок подземного стального трубопровода, потенциал которогосмещается относительно стационарного потенциала к более отрицательнымзначениям.

3.16 катодная поляризация: Электрохимическаязащита стального трубопровода путем смещения потенциала коррозии в сторонуотрицательных значений.

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

3.18 композиционное покрытие: Покрытие, состоящее из включенийметаллических 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 трубпротивостоять коррозии в данной коррозионной системе.

3.21 коррозия металла труб: Разрушение металла труб вследствиехимического 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 илинанесения декоративного штриха.

3.23 критерии опасности наружной коррозии: Признаки, определяющие опасностьнаружной 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 наповерхность труб лакокрасочных материалов.

4 Сокращения

ОЭТС -организация, эксплуатирующая тепловые сети;

ЭХЗ -электрохимическая защита;

КИП -контрольно-измерительный пункт;

МЭС -медно-сульфатный электрод сравнения;

AЗ - анодныйзаземлитель;

ВЭ -вспомогательный электрод;

БПИ - блокпластин-индикаторов;

ЭИС -электроизолирующее соединение;

ПЗК -подразделение по защите от коррозии

НТД -нормативно-технические документы;

ЦТП -центральный тепловой пункт;

ИТП - индивидуальныйтепловой пункт.

5 Общие положения

5.1 Настоящийстандарт является основанием для организации работ ОЭТС по защите от наружнойкоррозии эксплуатируемых трубопроводов тепловых сетей, а также для проведениямероприятий по обслуживанию и ремонту средств противокоррозионной защиты наэтапе их эксплуатации.

5.2Обслуживание и ремонт средств защиты от коррозии (материалы и конструкцияпокрытий, преобразователи для катодной защиты, электродренажи и протекторы,приборы контроля качества изоляционных покрытий и определения опасностикоррозии и эффективности противокоррозионной защиты) осуществляется только всоответствии с требованиям настоящего стандарта.

5.3 Оценкаэффективности противокоррозионной защиты, принятие конструктивных решений позащите от коррозии и выбор средств защиты на этапе эксплуатации осуществляюттакже с учетом требований соответствующих разделов СТО-117-2007 «Трубопроводытепловых сетей. Защита от коррозии. Условия создания. Нормы и требования» [1].

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

6.1 Для контролясостояния трубопроводов тепловых сетей и определения признаков опасностинаружной коррозии оперативным персоналом ОЭТС должны производиться наружныеосмотры трубопроводов по графику, составленному лицом, ответственным за ихисправное состояние и безопасную эксплуатацию. График наружного осмотра долженпредусматривать осуществление контроля состояния как оперативным персоналом,так и лицом, ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатациютрубопроводов тепловых сетей.

6.2 Принаружном осмотре трубопроводов тепловых сетей в местах доступа обследуются:

- изменения впланировке и состоянии поверхности земли по всей трассе (для предотвращениязатопления трубопроводов поверхностными водами производится своевременнаяподсыпка земли и ремонт наружного покрытия);

- наличие иуровень затопления водой тепловых камер и каналов - уровень воды в камерах недолжен быть выше основания канала, примыкающего к камере, а при бесканальнойпрокладке - не выше отметки, отстоящей на 400 мм от теплоизоляционнойконструкции теплопровода (скапливающаяся вода должна периодически илинепрерывно удаляться с помощью передвижных или стационарных насосныхустановок);

- наличиекапели с плит перекрытий в тепловых камерах и проходных каналах (при появлениинеобходимо впредь до устранения причин капели сделать защитное покрытие надтрубопроводами и оборудованием и отвод воды в приямок);

- наличиеучастков трубопроводов с разрушенной тепловой изоляцией, антикоррозионным игидроизоляционным покрытиями (для защиты от наружной коррозии должны бытьвосстановлены);

- состояниепопутного дренажа (ежегодно после окончания отопительного сезона трубопроводыпопутного дренажа должны подвергаться прочистке механическим способом);смотровые дренажные колодцы попутного дренажа должны осматриваться и очищатьсяот заносов по мере необходимости;

- вентиляцияканалов и тепловых камер (при запаривании каналов и тепловых камер и приотсутствии приточно-вытяжной вентиляции, непредусмотренной проектом илинесмонтированной, снижение температуры воздуха до 32 °C необходимо производитьпередвижными вентиляционными установками);

- состояниестроительных металлических конструкций (окраска в доступных местахметаллических конструкций тепловых сетей антикоррозионными покрытиямипроизводится не реже одного раза в два года).

Результатынаружного осмотра заносятся в рапорт оперативного персонала (Приложение А), азатем лицом, ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию, впаспорт трубопровода (Приложение Б) и журнал учета осмотров.

6.3 В ОЭТС впаспорте трубопровода должны систематически отмечаться:

• затопляемыеучастки трубопроводов;

• места, гденаблюдались коррозионные и другие повреждения трубопроводов;

• места, гдепроводились контрольные вскрытия трубопроводов;

• участки, гдепроизводились текущие и капитальные ремонты трубопроводов;

• результатытехнического освидетельствования.

Также в ОЭТС должнабыть специальная эксплуатационная схема тепловых сетей, на которой должны бытьотмечены:

• местазатоплений теплопроводов;

• участкитеплопроводов, подверженные влиянию блуждающих постоянных и переменных токов;

• местааварийных повреждений;

• местаконтрольных вскрытий трубопроводов;

• места текущихи капитальных ремонтов трубопроводов;

• участкитеплопроводов, находящиеся в аварийном состоянии.

На схему должныбыть нанесены также рельсовые пути электрифицированного транспорта, смежныеподземные сооружения, места расположения установок ЭХЗ на трубопроводахтепловых сетей и смежных подземных сооружениях.

6.4 Дляповышения уровня технического обслуживания ОЭТС трубопроводов тепловых сетей идля разработки мероприятий по защите от наружной коррозии вновь сооружаемых идействующих трубопроводов должны быть организованы ПЗК. В зависимости отместных условий и производственной необходимости такими подразделениями могутбыть служба, отдел, производственная лаборатория, группа. При необходимостиможет быть заключен договор со специализированной организацией, выполняющейданные виды работ.

Примечание. В малых ОЭТС должен бытьназначен инженерно-технический работник, ответственный за организацию иконтроль работ по защите от наружной коррозии.

6.5 Задачами ПЗКпри защите трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии в процессеэксплуатации являются:

- участие впроведении наружных осмотров трубопроводов при периодическом техническомосвидетельствовании;

- контролькоррозионного состояния трубопроводов и оценка интенсивности коррозионныхразрушений труб тепловых сетей на участках, где зафиксирована опасностьнаружной 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 стеноктрубы, инженерной диагностики коррозионного состояния трубопроводов;

- выявлениевредных факторов, влияющих на процессы коррозии, с составлением карт ихраспределения, определение причин их возникновения и разработка мероприятий поих предотвращению;

- проведениеэлектрических измерений в соответствии с Приложением А СТО-117-2007«Трубопроводы тепловых сетей. Защита от коррозии. Условия создания. Нормы итребования»;

- регистрация ианализ причин коррозионных повреждений тепловых сетей;

- участие вконтрольных и аварийных вскрытиях тепловых сетей;

- разработкамероприятий, препятствующих коррозионным процессам, и контроль их выполнения;

- выдачатехнических заданий на разработку мероприятий по защите от наружной коррозии впроектах тепловых сетей и на проектирование ЭХЗ при строительстве новых иреконструкции действующих тепловых сетей с отражением комплексного подхода кзащите от коррозии на всем территориальном участке, а в отдельных случаяхсамостоятельная разработка проекта защиты;

- подготовкатехнических заданий на реконструкцию тепловых сетей с учетом реальных условийих эксплуатации и анализа причин сокращения расчетного срока службы;

- согласованиепроектов тепловых сетей и проектов ЭХЗ от наружной коррозии, разработанныхпроектными организациями;

- осуществлениетехнического надзора за строительно-монтажными работами на тепловых сетях позащите трубопроводов от наружной коррозии;

- участие впусконаладочных работах устройств ЭХЗ;

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

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

- организацияработ по ремонту защитных антикоррозионных покрытий и устройств ЭХЗ спривлечением специализированных подразделений ОЭТС или стороннихспециализированных организаций;

- ведение ихранение технической документации по защите тепловых сетей от наружнойкоррозии.

6.6 Каждое ПЗКдолжно быть оснащено специальными контрольно-измерительными приборами иаппаратурой, необходимыми для проведения коррозионных измерений в полевых илабораторных условиях, а также приборами контроля качества антикоррозионныхпокрытий и приборами для обследования коррозионного состояния трубопроводов. Вкрупных организациях (предприятиях) рекомендуется иметь специальные передвижныелаборатории по защите от коррозии.

6.7 Дляконтроля состояния подземных трубопроводов, теплоизоляционных и строительныхконструкций следует периодически производить контрольные вскрытия на тепловыхсетях.

Вскрытие длянаружного осмотра теплопроводов, проложенных в непроходных каналах ибесканально, следует производить в первую очередь в местах, где имеютсяпризнаки опасности наружной коррозии трубопроводов.

Кроме этихучастков вскрытие подземных теплопроводов для наружного осмотра следует такжепроизводить в указанных ниже неблагоприятных местах, где возможно возникновениепроцессов наружной коррозии трубопроводов:

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

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

• в местах, гдепо результатам тепловизионного обследования наблюдаются повышенные тепловыепотери;

• в местах, гдепо результатам технического обследования и инженерной диагностики коррозионногосостояния трубопроводов тепловых сетей обнаружены участки с максимальнымутонением стенки трубопровода.

6.8 Наружныйосмотр вскрытого участка теплопровода проводится в соответствии с Приложением В. Помере осмотра каждого вскрытия заполняется акт (Приложение Г).

При наружномосмотре вскрытого участка теплопровода и оценке коррозионного процесса натрубах рекомендуется исходить из следующего:

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

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

• наличиекаверн конической формы без продуктов коррозии по краям указывает на протеканиепроцесса электрокоррозии и считается опасным.

В местах, гденаблюдаются опасные коррозионные процессы, должны быть вырезаны образцы трубдля принятия решения о необходимости проведения ремонта, а также отбираютсяпробы грунта и тепловой изоляции для лабораторных анализов. По окончанииосмотра инженером ПЗК измеряется потенциал «трубопровод-земля» и фактическаятолщина стенок труб. Результаты измерений и лабораторных анализов за подписьюисполнителя прикладываются к акту в виде дополнительных данных. Оформленныеакты сброшуровываются по годам, хранятся в ПЗК. По результатам контрольныхвскрытий должны быть намечены мероприятия по обеспечению расчетного срокаслужбы трубопровода, а также сроки их выполнения.

6.9 Послепроведения контрольного вскрытия обязательно должны быть полностьювосстановлены теплоизоляционные и строительные конструкции:

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

• восстановленыосновной слой теплоизоляции, покровный слой, стыки с прилегающими участкамитеплоизоляционной конструкции;

• произведенаочистка канала от грунтовых заносов и остатков разрушенных теплоизоляционных идругих материалов в месте вскрытия;

• установленыплиты перекрытия канала с заменой поломанных плит новыми, произведеныцементирование и гидроизоляция швов.

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

Места вскрытийтеплопроводов в течение ближайших 3-4 месяцев после засыпки должны находитьсяпод усиленным надзором оперативного персонала. По мере необходимости следуетподсыпать грунт и планировать поверхность земли для отвода поверхностных вод оттеплопроводов.

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

При утечкахтеплоносителя в местах устранения повреждений, как правило, бывает полноеразрушение теплоизоляционной конструкции и размыв окружающего грунта, чтозначительно затрудняет определение причин коррозионных повреждений. В этихслучаях рекомендуется увеличить размер шурфа по длине прокладки на 5-10 м, апри необходимости для обеспечения расчетного срока службы трубопроводовтепловых сетей и более - до размеров, определенных приборными методами.

6.11 Приобнаружении наружной коррозии следует тщательно осмотреть участки труб,прилегающие к поврежденному участку, проверить организацию отвода сточных вод споверхности 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 подвижныхопор и на прокладки в стальных футлярах, а также на места пересечения сводопроводом, канализацией, водостоком. В результате осмотра должна бытьустановлена причина возникновения коррозионного повреждения.

Результатыосмотра места повреждения трубопровода фиксируются инженером ПЗК в акте осмотраповрежденного трубопровода (Приложение Д), который является формой первичногоучета повреждений, и хранятся в техническом архиве ПЗК.

6.12 Приликвидации коррозионного повреждения на замененном или отремонтированномучастке трубопровода должны быть выполнены мероприятия по восстановлениюантикоррозионного покрытия, теплоизоляционных и строительных конструкций, атакже приняты меры по предотвращению попадания влаги на трубопроводы (выполненотвод с трассы тепловой сети грунтовых, ливневых и др. вод, уплотнены швыперекрытия каналов и камер), а также меры по защите теплопроводов отвоздействия блуждающих токов. При замене поврежденного участка трубопроводатакже могут применяться заранее подготовленные заготовки труб с нанесеннымантикоррозионным покрытием и тепловой изоляцией.

Дляпредупреждения повторного повреждения участки теплопровода, на которых выявленаинтенсивная наружная коррозия, в процессе дальнейшей эксплуатации должныподвергаться контролю. В случае возникновения повторного повреждения на данномучастке должна быть организована комиссия, которая составляет акт о выявлениипричин неоднократных повреждений трубопроводов с указанием мероприятий и сроковпо их устранению.

7 Требования к техническому обслуживанию и ремонтуустановок ЭХЗ в процессе эксплуатации

7.1 Техническоеобслуживание и ремонт установок ЭХЗ в процессе эксплуатации проводятся для ихсодержания в состоянии полной работоспособности, предупрежденияпреждевременного износа и отказов в работе и осуществляются в соответствии сграфиком технического обслуживания и планово-предупредительных ремонтов.

7.2 Графиктехнического обслуживания и планово-предупредительных ремонтов должен включатьопределение видов и объемов технического обслуживания и ремонтных работ, срокиих проведения, указания по организации учета и отчетности о выполненныхработах.

7.3 На каждойзащитной установке необходимо иметь журнал контроля, в который заносятсярезультаты осмотра и измерений, Приложение Ж.

7.4 Техническоеобслуживание и планово-предупредительные ремонты проводятся:

• техническоеобслуживание - 2 раза в месяц для катодных, 4 раза в месяц - для дренажныхустановок и 1 раз в 3 месяца - для установок гальванической защиты (приотсутствии средств телемеханического контроля). При наличии средствтелемеханического контроля сроки проведения технических осмотровустанавливаются руководством ОЭТС с учетом данных о надежности устройствтелемеханики;

• техническоеобслуживание с проверкой эффективности - 1 раз в 6 месяцев;

• текущийремонт - 1 раз в год;

• капитальный ремонт- 1 раз в 5 лет.

7.5 Техническоеобслуживание включает:

• осмотр всехэлементов установки с целью выявления внешних дефектов, проверку плотностиконтактов, исправности монтажа, отсутствия механических повреждений отдельныхэлементов, отсутствия подгаров и следов перегревов, отсутствия раскопок натрассе дренажных кабелей и анодных заземлений;

• проверкуисправности предохранителей (если они имеются);

• очисткукорпуса дренажного и катодного преобразователя, блока совместной защиты снаружии внутри;

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

• измерениепотенциала трубопровода в точке подключения установки;

• производствозаписи в журнале установки о результатах выполненной работы;

• устранениевыявленных в процессе осмотра дефектов и неисправностей, не требующихдополнительных организационно-технических мероприятий.

7.6 Техническоеобслуживание с проверкой эффективности защиты включает:

• все работы потехническому осмотру;

• измеренияпотенциалов в постоянно закрепленных опорных пунктах.

7.7 Текущийремонт включает:

• все работы потехническому осмотру с проверкой эффективности;

• измерениесопротивления изоляции питающих кабелей;

• одну или две изуказанных ниже работ: ремонт линий питания (до 20% протяженности), ремонтвыпрямительного 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 Капитальныйремонт включает:

• все работы потехническому осмотру с проверкой эффективности действия ЭХЗ;

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

7.9 Внеплановыйремонт - вид ремонта, вызванный отказом в работе оборудования и непредусмотренный годовым планом ремонта. При этом отказ в работе оборудованиядолжен быть зафиксирован аварийным актом, в котором указываются причины авариии подлежащие устранению дефекты.

7.10 С цельюоперативного выполнения внеплановых ремонтов и сокращения перерывов в работеЭХЗ в организациях, эксплуатирующих устройства ЭХЗ, следует иметь резервныйфонд преобразователей для катодной и дренажной защиты из расчета - 1 резервныйпреобразователь на 10 действующих.

8 Требования к методам контроля за эффективностьюработы установок ЭХЗ в процессе эксплуатации

8.1 Контрольэффективности ЭХЗ трубопроводов тепловых сетей производят не реже, чем 2 раза вгод (с интервалом не менее 4 месяцев), а также при изменении параметров работыустановок ЭХЗ и при изменении коррозионных условий, связанных с:

• прокладкойновых подземных сооружений;

• в связи спроведением ремонтных работ на тепловых сетях;

• установкойЭХЗ на смежных подземных коммуникациях.

Примечание. Контроль эффективности действия средств ЭХЗпри расположении AЗ и протекторов как в каналах, так и за их пределами,производится лишь при затоплении (заиливании) каналов, достигающих поверхноститеплоизоляционной конструкции.

8.2 Припроверке параметров электродренажной защиты измеряют дренажный ток, устанавливаютотсутствие тока в цепи дренажа при перемене полярности трубопроводаотносительно рельсов, определяют порог срабатывания дренажа (при наличии реле вцепи дренажа или цепи управления), а также сопротивление в цепи электродренажа.

8.3 При проверкепараметров работы катодной станции измеряют ток катодной защиты, напряжение навыходных клеммах катодной станции и потенциал трубопровода на контактномустройстве.

8.4 Припроверке параметров установки гальванической защиты (при расположениипротекторов в каналах или камерах) измеряют:

1) силу тока вцепи между секциями протекторов и трубопроводами;

2) величинусмещения разности потенциалов между трубопроводом и измерительными электродамидо и после подключения секций протекторов к трубопроводам.

8.5 Контрольэффективности действия средств ЭХЗ на трубопроводах тепловых сетей бесканальнойи канальной прокладок с размещением AЗ за пределами канала осуществляется поразности потенциалов между трубопроводом и МЭС, установленным в стационарномили нестационарном КИПе (в последнем случае с помощью переносного МЭС).

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

8.7Стационарные КИПы должны устанавливаться на участках тепловых сетей, гдеожидаются минимально и максимально допустимые значения защитных потенциалов, вместах пересечения тепловых сетей с рельсами электрифицированного транспорта.

8.8 Приотсутствии стационарных КИПов переносный МЭС устанавливают на поверхности землимежду трубопроводами (в плане), на дне тепловой камеры (при наличии в нейводы). Перед установкой электродов грунт должен быть разрыхлен на глубину 4-5см и из него должны быть удалены твердые включения размером более 3 мм. Еслигрунт сухой, его следует увлажнить до полного водонасыщения водопроводнойводой. Для проведения измерений используют приборы типа ЭВ 2234, 43313.1,ПКИ-02.

8.9Продолжительность измерений при отсутствии блуждающих токов должна составлятьне менее 10 минут с непрерывной регистрацией или с ручной записью результатовчерез каждые 10 сек. При наличии блуждающих токов трамвая с частотой движения15-20 пар в час измерения необходимо проводить в часы утренней или вечернейпиковой нагрузки электротранспорта.

В зоне влиянияблуждающих токов электрофицированных железных дорог период измерения долженохватывать пусковые моменты и время прохождения электропоездов в обе сторонымежду двумя ближайшими станциями.

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

8.11 Среднеезначение разности потенциалов U_ср (В) вычисляют по формуле:

                                                                                                            (8.1)

где SU_i - сумма значений разностипотенциалов; n - общее число отсчетов.

Результаты измеренийзаносят в протокол (Приложение И настоящего стандарта), а также фиксируют накартах-схемах тепловых сетей.

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

8.13Сопротивление растеканию тока AЗ следует определять во всех случаях, когдарежим работы катодной станции резко меняется, но не реже 1 раза в год.Сопротивление растеканию тока AЗ определяют, как частное от деления напряженияна выходе катодной установки на ее выходной ток или при расположении AЗ запределами канала с помощью приборов типа М-416, Ф-416, Ф 4103-М1 и стальныхэлектродов по схеме, приведенной на рис. 1. Измерения следует производить внаиболее сухое время года. Дренажный провод (6) на время измерений следуетотключить. При длине L_аз питающий электрод (5)относят на расстояние в ³ 3L_аз, вспомогательный электрод(4) - на расстояние а ³ 2L_аз.

1 - анодные заземлители; 2 - контрольно-измерительный пункт; 3 - измерительныйприбор; 4 - вспомогательный электрод; 5 - питающий электрод; 6 - дренажныйпровод.

Рисунок 1 - Измерение сопротивлениярастеканию анодного заземления

При расположенииAЗ в каналах сопротивление растеканию тока AЗ определяют при затоплении илизаиливании канала до уровня изоляционной конструкции труб. При наличиинескольких плеч AЗ их сопротивление растеканию тока определяют раздельно.

8.14 Контрольэффективности действия средств ЭХЗ на трубопроводах тепловых сетей канальнойпрокладки при расположении AЗ и гальванических анодов (протекторов)непосредственно в каналах, осуществляется по значению смещения разностипотенциалов между трубопроводом и установленным на его поверхности (илитеплоизоляционной конструкции) ВЭ в сторону отрицательных значений в пределахот 0,3 до 0,8 В.

При ЭХЗ спомощью протекторов из магниевого сплава смещение разности потенциалов между ВЭи трубопроводом должно быть не менее 0,2 В.

8.15 До началапроведения измерительных работ в заданной зоне ЭХЗ определяются уровнизатопления канала и камер при наличии возможности визуально илиинструментальным методом. В последнем случае определяется уровень затопления,достигающий пунктов установки ВЭ на подающем и обратном трубопроводах - науровне нижней образующей теплоизоляционной конструкции.

8.16 Проверканаличия воды на уровне установки ВЭ производится в такой последовательности:

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

- к проводникуот трубопровода на КИПе и ВЭ подключают мегаомметр;

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

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

Аналогичныеизмерения производят в других пунктах, где установлены ВЭ.

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

- привыключенной СКЗ подключить вольтметр к клеммам контрольного пункта:положительный зажим вольтметра - к клемме «Т» (трубопровод), отрицательный - кклемме вспомогательного электрода. Для измерений используют вольтметр с входнымсопротивлением 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, чемчерез 30 мин после отключения СКЗ зафиксировать исходное значение разностипотенциалов между трубопроводом и ВЭ (DИ_исх) с учетомполярности (знака).

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

- увеличением силытока в цепи СКЗ установить ее значение при достижении разности потенциаловмежду трубопроводом и ВЭ:  в пределах от минус600 до минус 900 мВ (не ранее, чем через 10 мин после установки значения силытока).

Вычислить И_т-в.эс учетом DИ_исх.

И_т-в.э=  - DИ_исх,мВ

Пример расчета № 1.

DИ_исх = -120 мВ,  = -800 мВ.

И_т-в.э= -800 - (-120) = -680 мВ.

Пример расчета № 2.

DИ_исх = +120 мВ,  = -800 мВ

И_т-в.э= -800 - (120) = -920 мВ.

8.18 Еслиполученные значения И_т-в.э на КИП зоны действия защиты (на участкахзатопления или заноса канала грунтом) не находятся в пределах значений минус300 - 800 мВ, производится регулировка силы тока преобразователя.

Примечание. Увеличение силы токапреобразователя должно производиться с учетом предельно допустимого значениянапряжения на выходе преобразователя, равного 12,0 В.

8.19 Поокончании измерительных работ, если ВЭ изготовлен из углеродистой стали,производят замыкание ВЭ с трубопроводом. Если ВЭ изготовлен из нержавеющейстали, ВЭ с трубопроводом не замыкают.

8.20 Принеисправностях ВЭ (повреждения проводников, крепления к трубопроводу ВЭ) вдоступных пунктах устанавливают у поверхности теплоизоляционной конструкциипереносной ВЭ, с помощью которого производят изложенные выше измерительныеработы.

8.21 Приобнаружении участков трубопроводов, не подверженных затоплению и неконтактирующих с грунтом заноса в зоне отдельного плеча анодного заземлителя,указанный участок (плечо) целесообразно отключить из системы ЭХЗ до моментаобнаружения затопления канала на этом участке. После отключения указанногоучастка необходима дополнительная регулировка режима работы СКЗ. Целесообразнопереоборудовать СКЗ, применив устройство для автоматического включения илиотключения СКЗ (или отдельных участков трубопроводов) в зависимости от уровнязатопления канала на этих участках.

8.22 Контрольэффективности действия ЭХЗ с применением гальванических анодов (протекторов) измагниевых сплавов, размещенных на дне или стенках каналов осуществляется послепроведения работ, указанных в пунктах 8.15-8.16 настоящего стандарта.

8.23 Прификсации затопления канала на участке установки ВЭ производится проверкадействия протекторной защиты измерением:

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

- потенциалапротектора или группы протекторов, отключенных от трубопровода, относительномедно-сульфатного электрода сравнения, установленного на дне канала (приналичии возможности) или над каналом в зоне установки контролируемой группыпротекторов;

- потенциалатрубопровода по отношению к ВЭ при отключенной и включенной группе протекторов.Данные заносят в протокол, приведенный в Приложении Кнастоящего стандарта.

Измеренияуказанных параметров производят лишь при наличии возможности отключения группыпротекторов от трубопроводов и подключения измерительных приборов.

Далеепроизводится оценка значений измеренных параметров:

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

- потенциалыпротекторов, отключенных от трубопровода, значения которых (по абсолютнойвеличине) не ниже 1,2 В, характеризуют протекторы, как исправные (потенциалыпротекторов измеряют лишь при наличии электролитического контакта протекторов сэлектролитом - водой на дне канала);

- разностьпотенциалов между трубопроводом и ВЭ при включенной и выключенной группепротекторов, составляющая не менее 0,2 В, характеризует эффективностью действияпротекторной защиты трубопроводов.

8.24 Прямаяоценка опасности коррозии и эффективности действия ЭХЗ трубопроводов тепловыхсетей канальной прокладки и на участках их прокладки в футлярах можетпроизводиться с помощью индикаторов скорости коррозии типа БПИ-1 или БПИ-2.Сущность метода прямой оценки опасности коррозии и эффективности действия ЭХЗ,методов обработки данных при обследовании состояния поверхности БПИ-1, присрабатывании БПИ-2 изложены в разделе 11 СТО «Трубопроводы тепловых сетей.Защита от коррозии. Условия создания. Нормы и требования».

8.25Исправность ЭИС проверяют не реже 1 раза в год. Для этой цели используютспециальные сертифицированные индикаторы качества электроизолирующихсоединений. При отсутствии таких индикаторов измеряют падение напряжения наэлектроизолирующем соединении или синхронно потенциалы трубы по обеим сторонамэлектроизолирующего соединения. Измерения проводят при помощи двухмилливольтметров. При исправном электроизолирующем соединении синхронноеизмерение показывает скачок потенциала. Результаты проверки оформляютпротоколом согласно Приложению Л настоящего стандарта.

8.26 Если надействующей установке ЭХЗ в течение года наблюдалось шесть и более отказов вработе преобразователя, последний подлежит замене. Для определения возможностидальнейшего использования преобразователя необходимо провести его испытание вобъеме, предусмотренном требованиями предустановочного контроля.

8.27 В случае,если за все время эксплуатации установки ЭХЗ общее количество отказов в ееработе превысит 12, необходимо провести обследование технического состояниятрубопроводов по всей длине защитной зоны.

8.28 Суммарнаяпродолжительность перерывов в работе установок ЭХЗ не должна превышать 14 сутокв течение года.

8.29 В техслучаях, когда в зоне действия вышедшей из строя установки ЭХЗ защитныйпотенциал трубопровода обеспечивается соседними установками ЭХЗ (перекрываниезон защиты), то срок устранения неисправности определяется руководствомэксплуатационной организации.

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

9 Требования к организации контроля и техническогообслуживания защитных покрытий в процессе эксплуатации

9.1 В процессеэксплуатации защитных покрытий трубопроводов тепловых сетей осуществляетсяпериодический контроль их состояния.

9.2 Контролю иобслуживанию в обязательном порядке подлежат защитные покрытия трубопроводовтепловых сетей, расположенных на доступных участках:

- трубопроводынадземной прокладки;

- трубопроводыв тепловых камерах;

- трубопроводыв проходных каналах и коллекторах;

- трубопроводыв смотровых колодцах.

9.3 Контрольсостояния защитных покрытий трубопроводов тепловых сетей, расположенных внепроходных, полупроходных каналах, а также трубопроводов тепловых сетейбесканальной прокладки осуществляется при контрольных вскрытиях тепловых сетей.Обслуживание и ремонт покрытий на данных участках трубопроводов осуществляетсяпри аварийных ремонтах.

9.4 Методы проверкипоказателей качества и устранения обнаруженных дефектов защитных покрытий вполевых условиях приведены в разделе 9 «Трубопроводы тепловых сетей. Защита откоррозии. Условия создания. Нормы и требования».

9.5 Выборзащитного покрытия для осуществления ремонта определяется назначением*теплопровода (магистральные тепловые сети, квартальные (распределительные)тепловые сети) и видами проводимых работ, которые направлены на обеспечениеэксплуатационной надежности тепловых сетей, таблица 1.

______________

* В рамках данного Стандартаприменяется следующее разделение тепловых сетей в зависимости от их назначения:

магистральные тепловые сети, обслуживающие крупные жилыетерритории и группы промышленных предприятий, - от источника тепла до ЦТП илиИТП;

квартальные (распределительные)тепловые сети (системы горячеговодоснабжения и системы центрального отопления), обслуживающие группу зданийили промышленное предприятие, - от ЦТП или ИТП до присоединения к сетямотдельных зданий.

9.6 Качество защитных антикоррозионных покрытий, наносимых в процессевыполнения ремонтных работ, проверяется с составлением Актов скрытых работ и сзанесением результатов контроля качества в Журнал производства антикоррозионныхработ согласно Приложения М настоящего стандарта.

Виды защитных покрытий

Таблица 1

Примечание.

* При применении данных покрытийтребуется последующая антикоррозионная защита сварных соединений и элементовтрубопроводов тепловых сетей лакокрасочными материалами.

10 Требования безопасности при работах с защитнымиантикоррозионными покрытиями и при эксплуатации устройств электрохимическойзащиты

10.1 Привыполнении работ по защите трубопроводов тепловой сети от наружной коррозии спомощью защитных антикоррозионных покрытий должны строго соблюдаться требованиябезопасности, приведенные в технических условиях на антикоррозионные материалыи защитные антикоррозионные покрытия, ГОСТ 12.3.005-75, ГОСТ 12.3.016-87, а также в действующихнормативных документах.

10.2 Квыполнению работ по нанесению на трубы защитных антикоррозионных покрытий могутдопускаться только лица, обученные безопасным методам работы, прошедшиеинструктаж и сдавшие экзамен в установленном порядке.

10.3 Рабочийперсонал должен быть осведомлен о степени токсичности применяемых веществ,способах защиты от их воздействия и мерах оказания первой помощи приотравлениях.

10.4 Приприменении и испытаниях защитных антикоррозионных покрытий, содержащихтоксичные материалы (толуол, сольвент, этилцеллозольв и др.), должнысоблюдаться правила техники безопасности и промышленной санитарии, санитарные игигиенические требования к производственному оборудованию в соответствии сдействующими нормативными документами.

10.5 Содержаниевредных веществ в воздухе рабочей зоны при нанесении защитных антикоррозионных покрытийна трубы не должно превышать ПДК, согласно ГОСТ 12.1.005-88:

толуол - 50мг/м³, сольвент - 100 мг/м³, алюминий - 2 мг/м³,оксид алюминия - 6 мг/м³, этилцеллозольв - 10 мг/м³,ксилол - 50 мг/м³, бензин - 100 мг/м³, ацетон - 200 мг/м³,уайт-спирит - 300 мг/м³.

10.6 Всеработы, связанные с нанесением защитных антикоррозионных покрытий, содержащихтоксичные вещества, должны производиться в цехах, оборудованныхприточно-вытяжной и местной вентиляцией в соответствии с ГОСТ 12.3.005-75.

10.7 Приработах с защитными антикоррозионными покрытиями, содержащими токсичныевещества, следует применять индивидуальные средства защиты от попаданиятоксичных веществ на кожные покровы, на слизистые оболочки, в органы дыхания ипищеварения согласно ГОСТ 12.4.011-89 и ГОСТ 12.4.103-83.

10.8 Припроизводстве на тепловых сетях работ по монтажу, ремонту, наладке установок ЭХЗи электрическим измерениям необходимо соблюдать требования ГОСТ 9.602-2005, Правил производства и приемкиработ [2],санитарных и гигиенических требований [3].

10.9 Припроведении технического осмотра установок ЭХЗ должно быть отключено напряжениепитающей сети и разомкнута цепь дренажа.

10.10 В течениевсего периода работы опытной станции катодной защиты, включаемой на периодиспытаний (2-3 часа), у контура анодного заземлителя должен находитьсядежурный, не допускающий посторонних лиц к анодному заземлителю, и должны бытьустановлены предупредительные знаки в соответствии с ГОСТ Р 12.4.026-2001.

10.11 Приэлектрохимической защите трубопроводов тепловых сетей с расположением анодныхзаземлителей непосредственно в каналах напряжение постоянного тока на выходестанции катодной защиты (преобразователя, выпрямителя) не должно превышать 12В.

10.12 Научастках трубопроводов тепловых сетей, к которым подключена станция катоднойзащиты, а анодные заземлители установлены непосредственно в каналах, подкрышками люков тепловых камер на видном месте должны быть установлены табличкис надписью «Внимание! В каналах действует катодная защита».

11 Требования к обращению с отходами производства ипотребления, образующимися при защите трубопроводов тепловых сетей от наружнойкоррозии

11.1 Отходамипроизводства и потребления, образующимися при защите трубопроводов тепловыхсетей от наружной коррозии на этапе приемки в эксплуатацию и эксплуатации,следует считать:

- материалы,применяемые при производстве противокоррозионных покрытий и утратившие своипотребительские свойства (лакокрасочные материалы, растворители, отвердители);

- провода изцветных металлов, применяемые при производстве устройств электрохимической защитыи утратившие свои потребительские свойства.

11.2 Порядокобращения с отходами, образующимися при защите трубопроводов тепловых сетей отнаружной коррозии, определяется в соответствии с разделом «Требования кобращению с отходами производства и потребления на этапах строительства иэксплуатации» СТО-118а-02-2007 «Системы теплоснабжения. Условия поставки. Нормыи требования».

Приложение А
(рекомендуемое)

Форма рапорта слесаря по обслуживанию тепловыхсетей

(лицеваясторона)

(оборотнаясторона)

Приложение Б
(обязательное)

Форма паспорта трубопровода

(оформляется в жесткойобложке: 210´297 мм)

Приложение В
(обязательное)

Указания кпроведению осмотра теплопровода при вскрытии прокладки

Осмотррекомендуется производить в последовательности, приведенной в типовой формеакта (см. ПриложениеГ), с учетом следующих указаний:

а)характеристика участка сети включает назначение теплопровода, видтеплоносителя, температурный график работы сети и температуру в сети во времявскрытия, количество труб;

б)характеристика наружного покрытия трассы теплопровода дается непосредственнодля места вскрытия и для соседних участков на расстоянии 10-20 м в обе стороны(например, газон с травяным покрытием, асфальт, утрамбованный грунт проезжейчасти и т.д.);

в)характеристика грунта может быть определена по таблице, приведенной вПриложении А СТО-117-2007 «Трубопроводы тепловых сетей, защита от коррозии.Условия создания. Нормы и требования». Влажность грунта указываетсяориентировочно (сильно увлажнен, средней влажности и т.д.). Точные данные повлажности грунта даются в приложении после проведения анализов отобранных проб;

г) уровеньгрунтовых вод приводится по данным эксплуатации, отмечается также фактическийуровень воды в момент осмотра места вскрытия и предполагаемые причины еепоявления (грунтовая вода, ливневая, сетевая, водопроводная и т.д.);

д) приводитсяконструкция и оценивается состояние дренажных труб и стыков, работоспособностьдренажа определяется с помощью "поплавка", движение которогоуказывает на наличие протока воды в ближайшем дренажном колодце;

е) дляканальной прокладки приводятся способ гидроизоляции канала, гидроизоляционныйматериал, оценивается состояние гидроизоляции (наличие трещин, вспучивания,сползания, грунта между слоями гидроизоляции);

ж) указываются типи конструкция канала и состояние его строительных конструкций, дается оценкасостояния плит перекрытия и стенок канала, характера разрушения элементовканала и приводятся его причины;

з) при осмотреи оценке внутреннего состояния канала:

определяется наличиевлаги (капельной или пленочной) на внутренней поверхности перекрытия стен и днаканала;

выявляютсяпризнаки затопления канала, определяется высота стояния воды в канале призатоплениях;

определяетсятолщина слоя илистых отложений в канале;

при расположениивблизи места вскрытия неподвижной щитовой опоры проверяется наличие и состояниеотверстия в опоре для прохода воды, дренируемой по дну канала, оцениваетсясостояние изоляции труб в месте прохода через опору;

и) указываетсятип теплоизоляционной конструкции (подвесная, засыпная, монолитная, сборная ит.д.) и оценивается ее состояние (целостность);

к) указываетсяконструкция покровного слоя, количество слоев, материалы, оценивается состояние(наличие трещин, отслоений, степень увлажнения и т.д.);

л) указываетсятип теплоизоляционного материала и вид изделия (маты, скорлупы, сегменты,полуцилиндры и т.д.), дается оценка состояния материала (степень увлажнения,разрушение штучных изделий, разложение материала);

м) указываютсятип антикоррозионного покрытия по технической документации на данный участоксети и фактический, количество слоев, клеющий состав для рулонных материалов;оценивается состояние покрытия, целостность, адгезия, изменение цвета иструктуры, измеряется толщина покрытия;

н) оцениваетсякоррозионный процесс на трубах, определяются характер коррозии (пылевидная,пленочная, язвенная, электрокоррозия), наличие продуктов коррозии, толщинакоррозионных пленок, глубина язв, каверн и т.д.; предполагаемая причинакоррозионных процессов.

Трубы осматриваютсясо всех сторон. Особое внимание должно уделяться участкам снизу труб и междуними; при этом рекомендуется пользоваться зеркалом.

Приложение Г
(рекомендуемое)

Типовая форма акта на осмотр теплопровода привскрытии прокладки

Приложение Д
(рекомендуемое)

Акт осмотраповрежденного трубопровода тепловой сети

ПриложениеЖ
(рекомендуемое)

Журналпроверки эффективности работы установки ЭХЗ

Дата измерения________________ Электрод сравнения ___________________________

Проверил___________________________

Приложение И
(рекомендуемое)

Протокол измерений потенциалов трубопровода приконтроле эффективности электрохимической защиты показывающими приборами

Приложение К
(рекомендуемое)

Протокол измерений смещения потенциаловтрубопровода (подающего, обратного) при контроле эффективности ЭХЗ с помощьюстанций катодной защиты или гальванических анодов

Приложение Л
(рекомендуемое)

Протоколопределения исправности электроизолирующих соединений (ЭИС)

Город ________________________________________

Тип прибора __________________________________

Дата измерения«______» ___________________ год

Погодные условия_____________________________

Измерения провел_____________________

Приложение М
(рекомендуемое)

Акт приемки защитного антикоррозионного покрытия

Библиография

[1]СТО-117-2007 «Трубопроводы тепловых сетей. Защита от коррозии. Условиясоздания. Нормы и требования».

[2]СНиП III-4-80. Правилапроизводства и приемки работ. Техника безопасности в строительстве. Утвержденыпостановлением Госстроя СССР от 9 июня 1980 г. № 82.

[3]СП2.2.2.1327-03. Гигиенические требования к организации технологическихпроцессов, производственному оборудованию и рабочему инструменту. Утв. Главнымгосударственным санитарным врачом РФ 23 мая 2003 г.

Приложение № 2

кприказу ОАО РАО «ЕЭС России»

от14.05.2008 г. № 245

ПЕРЕЧЕНЬ
нормативно-техническихдокументов подлежащих отмене в связи с вступлением в действие стандартаорганизации ОАО РАО «ЕЭС России» СТО 17330282.27.060.002-2008 «Трубопроводытепловых сетей. Защита от коррозии. Организация эксплуатации и техническогообслуживания. Нормы и требования»