О результатах наладки электрозащитной установки

⇐ ПредыдущаяСтр 28 из 33Следующая ⇒

_______________________________________________________________ проведена наладка

(организация, производившая наладку)

вновь построенной установки ______________________________________________________

в г. ____________________ по адресу _______________________________________________

Протяженность защищаемых сооружений ___________________________________________

Тип электрода сравнения _________________________________________________________

Дата проведения работ ___________________________________________________________

В результате пусконаладочных работ выбран режим работы установки.

Сила тока в цепи ______ А, напряжение ________ В, сопротивление ____________ цепи ________ Ом, при котором зафиксированы следующие потенциалы на опорных (контрольных) пунктах ________________ по отношению к земле:

(сооружение)

Номера пунктов	Место	Потенциал сооружения относительно земли, В		Примечание
измерений	измерений	без защиты	с включенной защитой

Замечание ______________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

Выводы ________________________________________________________________________

Подписи:

Справка

О влиянии электрозащитной установки на смежные подземные металлические сооружения в зоне действия этих установок, не включенных в совместную защиту

Месторасположение установки ____________________________________________________

Тип установки __________________________________________________________________

Параметры электрозащитной установки _____________________________________________

Дата проведения работ ___________________________________________________________

Влияние электрозащитной установки на смежные сооружения:

Вид сооружения	Потенциал сооружения относительно земли, В
	до отключения	после включения

Выводы ________________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

Представитель заказчика _________________________________________________________

Представитель ОЭТС ____________________________________________________________

Представитель владельца смежных подземных сооружений ____________________________

Приложение 15

ФОРМА ПАСПОРТА ТРУБОПРОВОДА

(оформляется в жесткой обложке: 210х297 мм)

Страница 1

ПАСПОРТ ТРУБОПРОВОДА РЕГИСТРАЦИОННЫЙ № _______

Страница 2

Наименование и адрес предприятия — владельца трубопровода _________________________

_______________________________________________________________________________

Назначение трубопровода _________________________________________________________

Рабочая среда ___________________________________________________________________

Рабочие параметры среды:

давление, МПа (кгс/см²) ______________________________________________________

температура, °С _____________________________________________________________

Расчетный срок службы, лет¹ ______________________________________________________

Расчетный ресурс, ч ¹ ____________________________________________________________

Расчетное число пусков ¹ (заполняется для трубопроводов I и II категорий) _______________

Перечень схем, чертежей, свидетельств и других документов на изготовление и монтаж трубопровода, представляемых при регистрации ________________________________________

_______________________________________________________________________________

М.П. ___ ____________ 199 ____ г.

Подпись главного инженера предприятия (владельца трубопровода)

____________

¹ Заполняется по данным проектной организации.

Страница 3

Лицо, ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода

Номер и дата приказа о назначении	Должность, фамилия, имя, отчество	Дата проверки знания Правил Госгортехнадзора России	Подпись ответственного лица

Страницы 4-12

Записи администрации о ремонте и реконструкции трубопровода

Дата записи	Перечень работ, проверенных при ремонте и реконструкции трубопровода; дата их проведения	Подпись ответственного лица

Страницы 13-25

Записи результатов освидетельствования трубопроводов

Дата освидетельствования	Результаты освидетельствования	Срок следующего освидетельствования

Страница 26

Трубопровод зарегистрирован за № ____ в __________________________________________

_________________________________________________________ г.____________________

(наименование регистрирующего органа)

В паспорте пронумеровано ___________ страниц и всего ________листов, в том числе чертежей (схем) на _______ листах

_______________________________________________________________________________

(должность регистрирующего лица и его подпись)

М.П.	___ ____________ 19 ___ г.

Приложение 16

ФОРМА

РАПОРТА СЛЕСАРЯ ПО ОБСЛУЖИВАНИЮ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

(лицевая сторона)

Эксплуатационный район № ______________

Дата __________________________________

Рапорт

Номер магистрали, участок от камеры № до камеры №	Задание мастера	Состояние трассы и камер, обнаруженные при обходе дефекты и неисправности	Выполнение задания мастера, принятые меры по устранению обнаруженных дефектов и неисправностей	Отметка мастера о выполнении распоряжения

Старший слесарь бригады __________________________

Слесарь бригады __________________________________

(оборотная сторона)

Параметры теплоносителя в контрольных точках

Дата ________________________

Номера камер и	Давление в трубопроводе МПа (кгс·см²)		Температура в трубопроводе, °С
контрольных точек	в подающем	в обратном	в подающем	в обратном

Старший слесарь бригады _________________________

Приложение 17

ПРИМЕРНЫЙ ПЕРЕЧЕНЬ

ИНСТРУМЕНТА СЛЕСАРЯ ПО ОБСЛУЖИВАНИЮ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

Наименование	Тип, номер или размер	Количество, шт.
1. Молоток слесарный с круглым бойком	Тип А № 3	1
2. Крейцмейсель слесарный	AxL = 12х200 мм	1
3. Зубило слесарное	L = 200 мм	1
4. Ключ рычажный	№ 1	1
5. Ключ гаечный разводной	Зев 46 мм	1
6. Ключи двусторонние гаечные	Зев 17-19; 22-24; 30-32	3
7. Оправка для набивки сальников	—	2
8. Рулетка металлическая	L = 1 м	1
9. Рулетка тесемочная	L = 10 м	1

Приложение 18

ПРИМЕРНЫЙ ЗАПАС ПРИСПОСОБЛЕНИЙ, ОБОРУДОВАНИЯ И ИНСТРУМЕНТА, ПОДЛЕЖАЩИЙ ХРАНЕНИЮ В ДЕЖУРНОМ ПОМЕЩЕНИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО РАЙОНА ОЭТС

Наименование	Тип, номер или размер	Количество, шт.
Ключи гаечные	От 17/19 до 75/80 мм	2 комплекта
Ключи газовые	№ 2	2
Ключи газовые	№ 4	1
Ключи специальные разные (торцевые, накладные)		3-5
Ключи штурвальные для задвижек	№ 2	1
Молотки слесарные	№ 2	3
Кувалды		2
Зубила слесарные		5
Крейцмейсели слесарные		2
Ножовочный станок для металла	L=300 мм	2
Полотна ножовочные	L = 300 мм	50
Наборы плашек и метчиков с воротками	М 10-М 12	2
Ручные ножницы по металлу	L = 300 мм	2
Напильники драчевые и личные плоские	150-250 мм	5
Напильники личные (круглые)	150-250 ми	5
Крючки для открывания крышек камер		3
Фонари электрические аккумуляторные		2
Фонари электрические батарейные		4
Кернеры слесарные		5
Паяльные лампы		2
Ломы		2
Лопаты		2
Плотницкие топоры		3
Поперечные пилы		2
Метры стальные		1
Кронциркули		1
Набор шаблонов для проверки сварных швов		5
Манометры на рабочее давление в подающем и обратном трубопроводах		10
Манометры контрольные на те же давления		2
Термометры технические	0-150°С	2
Щетки металлические		5
Разметочные шаблоны для фланцев и прокладок разных размеров		По одному на каждый диаметр труб

Приложение 19

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО O Ц EHKE ИНТЕНСИВНОСТИ ПРОЦЕССА ВНУТРЕННЕЙ КОРРОЗИИ В ТЕПЛОВЫХ СЕТЯХ С ПОМОЩЬЮ МЕТОДА "ИНДИКАТОРОВ КОРРОЗИИ" ¹

____________

¹ Методика оценки интенсивности внутренней коррозии, включая оценочную таблицу, в настоящее время перерабатывается ВТИ.

1. В качестве индикаторов внутренней коррозии применяются стальные плоские пластины толщиной 2-3 мм круглой формы, изготовленные из материала труб или из малоуглеродистой 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. 1. Индикатор внутренней коррозии

2. Для установки индикаторов коррозии в контрольных точках трубопровода ввариваются фланцевые штуцера d_y = 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 = 2p R (R + d) = 6,28 R (R + d) мм², (1)

где R — радиус круглой пластины, мм;

d — 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; 6 - паронитовая прокладка; 7 - фиксирующие втулки (Ст. 3); 8 - зажимная гайка;

9 - штуцер d = ¹/₂" 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 др.);

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 вентилями 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

г/(м²·сут), (2)

m_1cp —	средняя масса трех пластин до установки их в контрольной точке тепловой сети, г;
m_2cp —	средняя масса пластин после извлечения их из трубопровода и очистки от продуктов коррозии, г;
Dm —	потеря массы некоррелированной пластины (средняя из трех) при кислотной обработке, г;
S_cp —	средняя активная поверхность индикаторных пластин, мм²;
Т —	продолжительность пребывания индикаторов в трубопроводе, сут.

Средняя скорость (проницаемость) коррозии определяется по формуле

П = 0,047 k_p мм/год. (3)

Интенсивность процесса коррозии оценивается по средней скорости коррозии по таблице:

Скорость коррозии, мм/год	Оценка коррозионного процесса
От 0 до 0,02 вкл.	Незначительный
Св. 0,02 до 0,04 вкл.	Слабый
Св. 0,04 до 0,05 вкл.	Средний
Св. 0,05 до 0,2 вкл.	Сильный
Св. 0,2	Аварийный

Приложение 20

ПЕРЕЧЕНЬ РАБОТ,

Дата добавления: 2019-08-31; просмотров: 446; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 23 24 25 26 272829 30 31 32 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!