ar-net.ruБлок, установленный в зоне отсутствия затопления трубопровода, освобождают от крепления хомутом, затем снимают одну из пластин, устанавливают блок на прежнее место и закрепляют его хомутом.
Д.1.10 В лабораторных условиях поверхности пластин с помощью деревянного шпателя очищают от рыхлых продуктов коррозии и подвергают катодному травлению в 8
%-ном растворе гидрата окиси натрия при плотности тока 15-20 А/дм2 до полного удаления продуктов коррозии.
Катодное травление производят в эмалированной емкости с размерами 200x150x80 мм и объемом электролита 2,0-2,5 л, где размещают одну или две пластины (катод) и стальную пластину (анод). К пластинам-индикаторам подключают отрицательный полюс источника постоянного тока, к пластине-аноду - положительный полюс. При установке силы тока в цепи «анод-катод» следует учитывать общую площадь пластин-индикаторов.
После удаления продуктов коррозии пластины-индикаторы промывают дистиллированной водой и высушивают.
Д.1.11 Оценку коррозионного состояния пластин-индикаторов производят путем измерения остаточной толщины пластин и глубины их коррозионных повреждений (язвы, каверны, питтинги).
Измерения остаточной толщины пластин dост производят с помощью микрометра типа МК с ценой деления 0,01 мм. Глубину локальных коррозионных повреждений L определяют с помощью прибора - глубиномера игольчатого типа с ценой деления 0,01 мм.
Д.1.12 Вычисляют уменьшение толщины пластины-индикатора вследствие атмосферной коррозии по разности начальной (исходной) и остаточной толщины пластины-индикатора 1, снятой с блока пластин-индикаторов, располагавшегося в зоне, не подвергавшейся затоплению трубопровода по формуле (1):
?(1)=d(1)исх – d(1)ост, мм (Д1)
Д.1.13 Вычисляют уменьшение толщины пластины-индикатора 2, не имевшей электрического контакта с трубой, вследствие атмосферной коррозии в периоды отсутствия затопления трубопровода и коррозии в результате ее контакта с водой при затоплении трубопровода по формуле (2):
?(2)=d(2)исх – d(2)ост, мм (Д2)
Д.1.14 Вычисляют максимальную глубину проникновения коррозии на пластине- индикаторе 2 по формуле (3):
L(2)макс =?(2) + L(2)макс.изм., мм, (Д3)
где L(2)макс.изм. – измеренная величина глубины проникновения коррозии с помощью глубиномера относительно d (2)ост., мм.
Д.1.15 Вычисляют по формуле (4) уменьшение толщины пластины-индикатора 3,
имевшей электрический контакт с трубой, вследствие атмосферной коррозии, в периоды отсутствия затопления трубопровода, а также вследствие отключения станции катодной защиты или недостаточной эффективности ее действия при наличии затопления трубопровода:
?(3)=d(3)исх – d(3)ост, мм (Д4)
Д.1.16 Вычисляют максимальную глубину проникновения коррозии на пластине- индикаторе 3 по формуле (5):
L(3)макс =?(3) + L(3)макс.изм., мм, (Д5)
где L(3)макс.изм. измеренная величина проникновения коррозии с помощью глубиномера относительно ? (3)ост., мм. Д.1.17 Действие ЭХЗ трубопроводов (при отсутствии отказов в работе ЭХЗ) может
быть признано эффективным, если полученные значения ?(3) не превышают значения ?(1) более, чем на 50%, а значение L(3)макс составляет не более 20% от значения L(2)макс.
Указанные допущения обусловлены возможностью протекания процесса коррозии на уровне ватерлинии при действии средств ЭХЗ.
Д.1.18 Перед установкой БПИ-1 на действующих теплопроводах, а также перед проведением визуального обследования и демонтажа блоков пластин-индикаторов следует отключать станции катодной защиты.
Д.2.1 БПИ-2 включает блок пластин-индикаторов, состоящий из одной общей пластины и трех пластин толщиной 0,3; 0,4 и 0,5 мм, и выведенными контрольными проводниками от каждой пластины.
БПИ-2 может быть установлен непосредственно на поверхности трубопровода или теплоизоляционной конструкции (рис. Д.2), либо на корпусе стационарного медносульфатного электрода сравнения типа ЭСН-МС или ЭНЕС-1 (рис.Д.3).
Д.2.2 В обоих вариантах установки проводники от пластин БПИ-2, трубопровода и (во втором варианте установки) от электрода сравнения присоединяются к специальному клеммнику, располагаемому либо в горловине фальшколодца, КИПе, либо в металлическом корпусе на стене здания. Схема клеммника с присоединенными к нему контрольными проводниками, приведена на рис. Д.2. Электроперемычка между контрольными проводниками от трубопровода (клемма «Т») и от контрольных пластин размыкается лишь на период измерений потенциала трубопровода.
1 - блок индикаторов; 2 - крепежный хомут; 3 – соединительный кабель; 4 - клеммник;
5 - контрольные проводники от трубопровода, общей пластины блока индикаторов, пластин-индикаторов.
Рис. Д.2 Схема контроля электропроводимости индикаторов при установке блока индикаторов БПИ-2 на поверхности трубопровода
Д.2.3 Методика измерений на месте установки БПИ-2 сводится к определению электросопротивления в цепях «индикаторы - трубопровод» с помощью омметра (например, мультиметра типа 43313.1) и не зависит от способа установки БПИ-2 (на поверхности трубопровода или на корпусе электрода сравнения).
Д.2.4 Порядок измерений:
Подключают измерительные провода к клеммам «ОП» и «03».
Устанавливают переключатель мультиметра в положение, соответствующее измерению сопротивления в диапазоне 0-200 Ом.
Рис. Д.3 Схема контроля электропроводимости индикаторов и измерения потенциала трубопровода при установке блока индикаторов БПИ-2 на стационарном электроде сравнения
Подключают измерительные провода к гнездам мультиметра для измерений электросопротивления, например: VW/C и */ ИЭ в приборе 43313.1.
Включает мультиметр, например, 43313.1 - нажатием кнопки 1/0. При этом на ЦОУ (цифровом отсчетном устройстве) должна появиться индикация.
Значение сопротивления менее и более 10 Ом свидетельствует о том, что пластина толщиной 0,3 мм, соответственно, не разрушена и разрушена. Если пластина толщиной 0,3 мм разрушена, аналогичные измерения проводят на пластинах толщиной 0,4 и 0,5 мм.
Если разрушена и пластина толщиной 0,4 мм, измерения продолжают на пластине толщиной 0,5 мм.
Д.2.5 Измерения в местах, где установлены БПИ-2, начинают в день установки БПИ-2 и далее с периодичностью в 6 месяцев.
После срабатывания одной из пластин-индикаторов на данном КИП измерительные работы производятся через каждые 2 месяца.
Д.2.6 Срабатывание каждой из существующих индикаторных пластин позволяет качественно оценивать среднюю скорость коррозии нефтепровода по формуле:
(Д6) где:
V ОК - средняя остаточная скорость коррозии в месте установки БПИ за период времени, до проведения контрольного замера (до «срабатывания» пластины-индикатора);
dПИ - толщина сработавшей пластины-индикатора, мм;
tк - число суток от момента установки блока индикаторов до первой фиксации разрушения индикаторов, сут.
Примечание. При срабатывании более одной пластины в расчете принимается dПИ пластины, имеющей большую толщину.