Установка узла контроля коррозии

Технические средства контроля внутренней коррозии трубопроводов

Рассылка: Защита теплосетей от накипи и коррозии, реагентная водоподготовка.

Адрес электронной почты: chausoff@yandex.ru

Автор — Чаусов Федор Федорович,
кандидат химических наук (направление научной деятельности — физическая химия водных растворов, водоподготовка и водно-химические режимы теплоэнергетических систем), автор более 70 научных трудов, автор более 20 изобретений.

Введение

Внутреннее коррозионное повреждение является преобладающей причиной выхода трубопроводов из строя. Отказы и аварии (в том числе с катастрофическими последствиями) теплоэнергетических систем чаще всего бывают вызваны неконтролируемым развитием коррозионных процессов. По этим причинам контроль внутренней коррозии энергетического оборудования является одной из наиболее острых проблем.

На объектах «большой» энергетики контроль коррозионного состояния оборудования, как правило, ведётся, однако наиболее распространённые в настоящее время средства такого контроля недостоверны. В «малой» (преимущественно, коммунальной) энергетике контроль коррозионного состояния оборудования практически не проводится, результатом чего и являются вышеупомянутые аварийные ситуации.

Ниже проанализированы некоторые причины сложившейся ситуации и описаны технические решения, направленные на решение проблемы контроля коррозионного состояния энергетического оборудования — котельных установок, теплообменного оборудования, трубопроводов и внутренних сетей потребителей тепловой энергии.

Известны различные подходы к организации контроля коррозионного состояния энергетического оборудования. Действовавший ранее (до 01.09.2003 года) СНиП 2.04.07-86 «Тепловые сети» [1] устанавливал (п. 7.37) достаточно узкие требования к контролю коррозионного состояния теплопроводов: «на подающих и обратных трубопроводах водяных тепловых сетей для наблюдения за внутренней коррозией на концевых участках и в трех характерных промежуточных узлах следует предусматривать по два индикатора коррозии (шлифа) в каждой точке, один из которых служит для наблюдения за кислородной коррозией, другой — за общей коррозией трубопроводов». Таким образом, было регламентировано количество промежуточных точек контроля и число индикаторов, устанавливаемых в каждой точке.

Однако СНиП [1] не разъяснял, каким образом следует при анализе индикаторов коррозии отграничивать кислородную коррозию от общей. При этом следует отметить, что при значениях водородного показателя (рН) теплоносителя, регламентированных правилами [2 — 4], коррозия стали всегда протекает с катодным контролем и кислородной деполяризацией. Таким образом, требование установки двух индикаторов коррозии в каждой точке было излишним.

Эти противоречия в значительной мере устранены введением с 01.09.2003 года взамен СНиП [1] нового СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети» [5], которым (п. 13.3) предписано «для контроля за внутренней коррозией на подающих и обратных трубопроводах водяных тепловых сетей на выводах с источника теплоты и в наиболее характерных местах предусматривать установку индикаторов коррозии». Тем самым определение «наиболее характерных мест», а также количество и конструкция индикаторов коррозии отнесены к компетенции проектной организации.

Известные конструкции индикаторов коррозии и их недостатки

В настоящее время единственным практическим руководством по контролю коррозионного состояния энергетического оборудования являются методические указания [6], в которых приведено типовое конструктивное решение индикатора коррозии, рассмотрены требования к его монтажу, методике коррозионных испытаний и анализу результатов.

Рассмотрим конструкцию простейшего индикатора коррозии, предложенного в методических указаниях [6] и выпускаемого Инженерно-химической лабораторией УдГУ под маркой ИК-30 (чертёж ИХЛ 10.00.000 или 99.075.1-03.09-ОСО.01.01-ТС). Индикатор включает крышку, присоединённую к фланцу корпуса с помощью болтов. К крышке прикреплен шток, на котором посредством болта, изоляционных шайб и гайки закреплены образцы-свидетели. Для облегчения демонтажа крышки последняя снабжена рым-болтами. Корпус врезают в трубопровод. Основным недостатком описанной конструкции индикатора, помимо изложенных выше, является невозможность установки и изъятия образцов-свидетелей в процессе эксплуатации трубопровода, поскольку при этом давление внутри трубопровода отличается от атмосферного. На практике теплоэнергетические установки эксплуатируются либо сезонно, либо непрерывно за исключением коротких остановок на планово-предупредительный ремонт. Такая периодичность контроля внутренней коррозии является недостаточной для обоснованных выводов и своевременного проведения антикоррозионных мероприятий. Следовательно, систематический контроль скорости коррозии трубопровода при использовании индикаторов коррозии описанной конструкции невозможен.

К недостаткам индикаторов коррозии и методики проведения коррозионных испытаний, рекомендованных [6], следует отнести некорректность сопоставления скорости коррозии образцов-свидетелей, имеющих форму дисков и закреплённых на штоке, перпендикулярном потоку воды в трубопроводе, со скоростью коррозии внутренней стенки трубопровода, находящейся в совершенно иных гидродинамических условиях по отношению к потоку. Косвенным образом этот факт признают и сами разработчики методических указаний [6] (п. 6.3.3): «в том случае, если скорость коррозии пластин какой-либо сборки индикаторов в тепловой сети (районе) в течение нескольких сезонов резко отличается от средней по данной сети (району), то необходимо проанализировать причины отличий (скорость потока, местные гидродинамические возмущения потока, местные присосы сырой воды) и принять меры для исключения нарушений гидродинамики или присосов. В том случае, если изменить ситуацию невозможно, целесообразно перенести место установки сборки индикаторов». Таким образом, предложенная в работе [6] конструкция индикатора коррозии даёт возможность за счёт выбора гидродинамических условий и места установки индикаторов получить желательное значение скорости коррозии образцов-свидетелей. Однако при этом остаётся невыясненным, как полученный результат коррелирует со скоростью внутренней коррозии трубопровода. В отдельных пунктах методические указания противоречат действующему СНиП: так, согласно [6] (п. А.2), в некоторых случаях не рекомендуется устанавливать индикаторы коррозии в обратных трубопроводах, что прямо противоречит п. 13.3 СНиП [5]. В случае таких противоречий на практике следует руководствоваться действующим СНиП.

Недостатки, присущие конструкции индикаторов коррозии, предложенной в [6], в полной мере присущи и другой аналогичной конструкции, предложенной ООО «Инженерно-технологический центр «Оргхим» [7].

Более удобной с практической точки зрения является конструкция [8] индикатора коррозии ИК-31, также выпускаемого Инженерно-химической лабораторией УдГУ (чертёж ИК-31.00.00.000). Индикатор состоит из трубчатого корпуса, имеющего крышки на фланцах, закреплённые при помощи болтов. Одна из крышек выполнена съёмной на барашковых гайках, к ней прикреплен шток. На штоке посредством изоляционных шайб размещены образцы-свидетели. К корпусу посредством запорной арматуры присоединены патрубки, врезаемые в трубопровод, причем один из патрубков имеет раструб. Сечение раструба выбрано так, чтобы скорость потока воды в корпусе индикатора была близка к скорости потока в периферийной зоне трубопровода (приблизительно 1/3 — 1/4 максимальной скорости, достигаемой в центре трубопровода). Поток воды омывает образцы-свидетели, установленные на центральном штоке и имеющие форму цилиндра. Гидродинамические условия обтекания образцов-свидетелей в данной конструкции значительно ближе к тем, в которых находится внутренняя стенка трубопровода. Кроме того, благодаря наличию запорной арматуры, образцы-свидетели можно устанавливать и извлекать в любое удобное время, что позволяет вести систематический контроль скорости внутренней коррозии трубопроводов.

Общим недостатком известных конструкций индикаторов коррозии является завоздушивание и загазовывание — скопление в индикаторе, вблизи образцов-свидетелей, воздуха или иных газов. Основные причины попадания воздуха в трубопровод — достаточно высокая растворимость воздуха в воде при комнатной температуре и её уменьшение при нагревании. Поэтому после заполнения трубопровода водой по мере её нагревания воздух выделяется из воды и скапливается в застойных зонах, возникающих в местах врезки вспомогательного оборудования, в том числе и индикаторов коррозии. В корпусах индикаторов могут скапливаться и другие газы, например, сероводород, выделяющийся в результате жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий. Всё это непредсказуемо изменяет характер коррозионных процессов внутри контейнера, вследствие чего результаты измерений не позволяют объективно оценить процесс внутренней коррозии трубопровода. Корпуса и крышки описанных в цитированных источниках индикаторов коррозии не имеют средств для удаления скапливающегося воздуха и газов. Для удаления воздуха из контейнера нет другой возможности, кроме как частично демонтировать глухой фланец, ослабив его крепление. Однако, из-за опасности для обслуживающего персонала и окружающей среды возможного выброса содержащейся внутри трубопровода жидкости, такие манипуляции на трубопроводе, находящемся под давлением, запрещены правилами техники безопасности.

Невозможность избежать завоздушивания отмечена, в частности, в работе [6] (п. 3.6): «Не рекомендуется устанавливать индикаторы на нижней образующей трубопроводов и в тех местах обратных трубопроводов, куда может попадать и постоянно находиться воздух (т.е. подвергаться завоздушиванию). Для уменьшения количества воздуха, остающегося в объеме штуцера, возможна установка штуцеров под углом к вертикальной (поперечной) оси трубопровода.» Таким образом, в известных конструкциях индикаторов можно лишь уменьшить завоздушивание и загазовывание, но не исключить его полностью. В связи с этим актуальна разработка конструкции индикатора внутренней коррозии трубопровода, позволяющая полностью избежать завоздушивания при монтаже индикатора в любом положении по отношению к трубопроводу.

Индикаторы внутренней коррозии со средствами воздухоудаления

Задача предотвращения загазовывания индикатора коррозии при произвольном пространственном положении его корпуса решается снабжением индикаторов внутренней коррозии ручными или автоматически действующими клапанами для удаления воздуха и газов.

Индикатор коррозии, аналогичный ранее известному ИК-30 и отличающийся от него наличием средств воздухоудаления, выпускается Инженерно-химической лабораторией УдГУ под маркой ИК-30М. На его крышке эксцентрично установлен клапан для выпуска воздуха; расстояние от центра крышки до клапана для выпуска воздуха равно внутреннему радиусу корпуса. Фланец и крышка имеют отверстия для крепёжных болтов, расположенные по окружности и равноудалённые друг от друга; при этом отверстия для крепёжных болтов в крышке выполнены по контуру, включающему участки двух концентрических дуг, центр которых совпадает с центром крышки, а клапан для выпуска воздуха установлен на угловом расстоянии от отверстия, равном 1/4 углового расстояния между центрами соседних отверстий.

В процессе заполнения трубопровода жидкостью и его последующего функционирования жидкость из трубопровода поступает в корпус, воздух из которого удаляют, открывая клапан. Это позволяет избежать влияния завоздушивания и скопления иных газов и получить показания индикатора коррозии, соответствующие действительной скорости внутренней коррозии трубопровода. Размещение клапана для выпуска воздуха в соответствующем положении относительно центра крышки позволяет при любом положении корпуса индикатора коррозии относительно трубопровода и горизонта поместить крышку в такое положение, при котором можно полностью выпустить воздух из корпуса индикатора коррозии.

Аналогичным образом решена проблема воздухоудаления в конструкции индикатора ИК-31М, который присоединяется к трубопроводу посредством патрубков с запорной арматурой, по аналогии с ранее известным индикатором ИК-31. На индикаторе коррозии ИК-31М есть клапан для удаления воздуха и отверстия для крепёжных болтов, выполненные по контуру, включающему участки двух концентрических дуг, центр которых совпадает с центром крышки. Это обеспечивает возможность ориентации крышки таким образом, чтобы клапан находился в верней точке корпуса индикатора и обеспечивал полное удаление воздуха и газов. Использование индикатора ИК-31М даёт возможность устанавливать и извлекать образцы-свидетели в любое время и вести систематический контроль скорости внутренней коррозии трубопроводов.

Предложенное техническое решение, направленное на организацию воздухоудаления из индикаторов коррозии, защищено патентом РФ на полезную модель [9].

Литература

1. СНиП 2.04.07-86. Тепловые сети. — М.: ГП ЦПП, 1994. — 128 с.

2. РД 34.20.501-95. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. — М.: «Омега-Л», 2006. — 256 с.

3. ПБ 10-574-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов. — М.: ПИО ОБТ, 2003. — 192 с.

4. Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок. — М.: «Омега-Л», 2006. — 212 с.

5. СНиП 41-02-2003. Тепловые сети. М.: ФГУП ЦПП, 2005. — 38 с.

6. РД 153-34.1-17.465-00. Методические указания по оценке интенсивности процессов внутренней коррозии в тепловых сетях. — М.: ВТИ, 2001. — 12 с.

7. Методические рекомендации по применению ингибитора накипеобразования и коррозии «Композиция ККФ» для стабилизации подпиточной и сетевой воды систем теплоснабжения и горячего водоснабжения / Камалиев А. З., Зверев А. С., Косачев И. П. — Казань: ООО «Инженерно-технологический центр ОРГХИМ», 2005. — С. 59 — 60.

Читайте также:  Huawei mediapad установка twrp

8. Патент РФ на полезную модель № 48026, МПК F17D 3/00 опубл. 10.09.2005 г. Устройство коррозионного мониторинга действующего трубопровода / Плетнёв М. А., Чаусов Ф. Ф.

9. Патент РФ на полезную модель № 94309, МПК F17D 3/00 опубл. 20.05.2010 г. Индикатор коррозии для мониторинга действующего трубопровода / Чаусов Ф. Ф., Баранова Е. Е.

Источник



ГК «Теплоприбор» – разработка, производство и комплексная поставка контрольно-измерительных приборов и автоматики — КИПиА.

Комплектующие: лубрикатор, купонодержатель, сальниковый узел

Группа компаний (ГК) «Теплоприбор» (Теплоприборы, Промприбор, Теплоконтроль и др.) — это приборы и автоматика для измерения, контроля и регулирования параметров технологических процессов (расходометрия, теплоконтроль, теплоучёт, контроль давления, уровня, свойств и концентрации и пр.).

По цене производителя отгружается продукция как собственного производства, так и наших партнёров — ведущих заводов — производителей КИПиА, аппаратуры регулирования, систем и оборудования для управления технологическими процессами — АСУ ТП (многое имеется в наличии на складе или может быть изготовлено и отгружено в кратчайшие сроки).

Теплоприбор.рф — официальный сайт ГК «Теплоприбор» — это гарантия качества, сроков, справедливой стоимости и прайс-листа с актуальными ценами* (любое предложение на сайте не является публичной офертой).

География ГК «Теплоприбор»:
Москва, Рязань, Челябинск, Казань, Екатеринбург, Санкт-Петербург, Новосибирск, Нижний Новгород, Самара, Ростов-на-Дону, Уфа, Красноярск, Пермь, Воронеж, Белгород, Волгоград, Краснодар, Саратов, Тюмень, Томск, Омск, Иркутск, Улан-Удэ, Саранск, Чебоксары, Ярославль и другие города РФ, также мы работаем с Белоруссией, Украиной и Казахстаном.

Рекомендации как правильно выбрать, заказать и купить контрольно-измерительные приборы и автоматику (КИПиА), дополнительное/вспомогательное оборудование и защитно-монтажную арматуру, а также другую полезную и интересную информацию см. наши официальные сайты.

Работа и вакансии: в Московский офис (СЗАО, ст. метро Планерная, р-н Куркино (рядом МКАД и г. Химки) требуется менеджер по сбыту КИПиА, ЗП достойная, возможна удаленная работа оклад + %.
teplokip@yandex.ru

Новые публикации: Статья «Датчики давления. Сравнительный обзор видов, характеристик и цен.»

Узел контроля коррозии УКК

УКК узел контроля коррозии предназначен для установки, экспозиции и извлечения гравиметрических образцов-свидетелей (классический метод по потере массы образцов – свидетелей) и образцов-субстратов для микробиологических исследований, пробоотборников, датчиков для электрохимических коррозионных исследований в нефтепромысловых рабочих средах при определении агрессивности рабочих сред и эффективности применяемых мер защиты от коррозии.
Шток узла контроля со стационарным узлом доступа ( шаровой кран Ду50 мм, Ру40 атм) имеет возможность вертикального перемещения и его фиксации с образцами – свидетелями (электродами, в случае исполнения электрохимического датчика) на любом уровне сечения внутри трубы. Узлы контроля коррозии могут изготавливаться, как в гравиметрическом исполнении с дисковыми или кольцевыми образцами, так и в виде датчиков для электрохимических исследований.

Применение узла контроля коррозии УКК

Для определения общей скорости коррозии в трубопроводе гравиметрическим методом без остановки работы.
Комплектность УКК (Устройство ввода + Зонд ОСК)

Узел контроля коррозии 4,0 МПа (40 Атм) в сборе (УКК):

Состав Устройства Ввода (УВ):
-Приварной фитинг 1 дюйм
-Кран шаровый 1 дюйм (муфтовый/фланцевый, 4,0 МПа )
-Переходной патрубок 1 дюйм
Состав Зонда ОСК:
-Лубрикатор (4,0 МПа) (по желанию заказчика дополняется пробозаборником)
-Шток с держателем ОСК/ОСКЦ 1(3) м
-Скоба безопасности
Цена от 22 000-00 руб/комплект (40 Атм)

Узел контроля коррозии 16,0 МПа (160 Атм) в сборе (УКК):

Состав Устройства Ввода (УВ):
-Приварной фитинг 1 дюйм
-Кран шаровый 1 дюйм (муфтовый/фланцевый, 16 МПа )

Состав Зонда ОСК:
-Лубрикатор (16 МПа)
-Шток с держателем ОСК/ОСКЦ 1(3) м
-Скоба безопасности
Цена от 25 000-00 рублей/шт (160 Атм)

Узел контроля коррозии 25,0 МПа (250 Атм) в сборе (УКК):

Состав Зонда ОСК:
-Лубрикатор (250 МПа)
-Шток с держателем ОСК/ОСКЦ 1(3) м
-Скоба безопасности
Цена от 49 000-00 рублей/шт (250 Атм)

Изготавливаем узлы контроля коррозии различного исполнения по тех.заданию заказчика.

Технические характеристики узла контроля коррозии УКК

Состав устройства ввода
Приварной фитинг 4-25 МПа
Кран шаровый, фланцевый 4-25 МПа
Переходной патрубок 4-25 МПа
Состав Зонда ОСК
Лубрикатор 4-25 МПа
Шток с держателем ОСК / ОСКЦ плоские или гравиметрические образцы
Скоба безопасности Имеется
Манометрический блок (фланцевая вставка) с манометром и клапаном для отбора проб (по желанию заказчика).

Особенности и преимущества узлов контроля коррозии УКК

Узлы контроля коррозии позволяют определять агрессивности сред в показателях коррозии и эффективность применяемых мер защиты.

Обустройство контрольных точек производится на действующем оборудовании без остановки технологических процессов. Рабочее давление в трубопроводе — до 250 атм.
Узлы контроля коррозии оставляются на трубе без задвижки, имеется возможность вертикального перемещения и фиксации штока с образцами внутри трубы.

От отечественных и зарубежных аналогов устройство отличается возможностью установки образцов и отбора проб на любом уровне сечения трубопровода. Следует особо отметить, что наше Устройство является более универсальным. Детали шарового крана Устройства, контактирующие с рабочей средой, изготовлены из нержавеющей стали.

Применении данного Устройства экономически целесообразно. Использование нержавеющих сталей в основных деталях Устройства и узлах контроля коррозии намного повышает долговечность конструкции.

Принцип работы гравиметрических индикаторов коррозии

Жидкости и газы, движущиеся по трубопроводам, омывают металлические образцы-свидетели, установленные в специальной сборке на штоке-держателе, закреплённом на съёмном фланце-крышке. Для проведения гравиметрического анализа образцы-свидетели извлекаются, измеряется их масса и таким образом определяется усреднённая скорость коррозии металла. Также путем проведения металлографических исследований и рентгеновского микроанализа металла, можно выявить характер коррозионных процессов и разработать мероприятия по защите трубопроводов от внутренней коррозии, либо дать оценку их эффективности.

Форма заказа узлов контроля коррозии УКК

Заказать (купить) узлы контроля коррозии УКК марки «КОРРСЕНС» можно, направив соответствующий запрос на электронную почту отдела продаж, указанную в разделе сайта «Контакты», либо же позвонив по одному из указанных в том же разделе телефону.

При оформлении заказа (заявки) на узлы контроля коррозии УКК важно указать Ду трубопровода, на котором предполагается их установить.

Возможные ошибки при оформлении заказа на узлы контроля коррозии УКК

Рекомендуем быть внимательными при оформлении заказа на узлы контроля коррозии УКК, в т.ч. учитывать возможные варианты записи обозначения и встречающиеся ошибки при заказе. Например, нам доводилось сталкиваться с такими ошибками в заявках и заполненных формах заказа:
— неправильное или некорректное название: контроллер коррозии, детектор ржавения, ржавчины, регистратор коррозии, анализатор, измеритель, датчик, коррозиеметр, коррозиометр, гравиметр, гравиометр, корренс и т.п.
— неправильные обозначения модели и орфографические ошибки: УКТ, УКС и т.п.
— ошибки написания связанные с переводом, транслитераций или раскладкой клавиатуры, например: heat network corrosion indicators, indikatory korrozii teplovyh setej ikt, ikt, ukt, uks, erc (в En-раскладке) и т.д. и т.п.

Поэтому убедительная просьба, будьте внимательны при оформлении заказа на узлы контроля коррозии УКК, а если не знаете или не уверены, то просто напишите основные параметры вашей системы трубопроводов, диаметр, давление в простой форме изложения, а инженеры нашего предприятия подберут наиболее подходящее для ваших целей оборудование по наилучшему соотношению Цена — Качество — Срок изготовления (наличие на складе).

Дополнительное и связанное оборудование для систем отопления, горячего и холодного водоснабжения

Дополнительная информация

Принцип гравиметрического метода оценки интенсивности процессов внутренней коррозии в тепловых сетях (трубопроводах теплосетей)

Гравиметрический метод оценки интенсивности внутренней коррозии трубопроводов основан на измерении разности массы контрольных металлических образцов до и после экспозиции в коррозионной среде (определении потери массы металлических образцов за время их пребывания в испытуемой среде).

При гравиметрическом методе скорость коррозии характеризуется массовым показателем Km (г/м2хчас):
— где m1 – масса образца до испытания, г;
— m2 – масса образца после испытания, г;
— S – площадь поверхности образца, м2;
— τ – время экспозиции, час.

Гравиметрический метод является наиболее распространенным в контроле скорости внутренней коррозии труб. Существует два варианта гравиметрического метода:
— определение увеличения массы образца вследствие образования продуктов коррозии на его поверхности;
— определение потерь массы после удаления продуктов коррозии (более универсальный, а потому более распространенный вариант).

Преимущества гравиметрического метода контроля внутренней коррозии труб

— универсальность метода — применим в любых средах;
— простота реализации;
— доступность:
— экономичность;
— возможна визуальная оценка характера коррозии;
— возможность химического и металлографического исследования продуктов коррозии (ржавения).

Недостатки гравиметрии (гравиметрического метода)

— невысокая чувствительность;
— запаздывающий результат (констатация факта – реактивный характер);
— низкая частота измерений – практически дискретный интегральный характер результата.

Выдержки из нормативных документов для тепловых электростанций, котельных и тепловых сетей (методических указаний по оценке интенсивности процессов внутренней коррозии в тепловых сетях РД 153-34.1-17.465-00)

В соответствии с «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации» (РД 34.20.501-95, п. 4.12.27) «на водяных тепловых сетях должен быть организован систематический контроль за внутренней коррозией трубопроводов путем анализов сетевой воды и конденсата, а также по индикаторам внутренней коррозии, устанавливаемым в наиболее характерных точках (на выводах ТЭЦ, концевых участках, в двух-трех промежуточных узлах магистрали)».

Продолжительность экспозиции (пребывания индикаторов коррозии в трубопроводе) должна быть не меньше длительности одного отопительного сезона, но и не больше 1 года. Время от установки индикатора до пуска магистрали в эксплуатацию должно быть минимальным.

Рекомендуемые антикоррозионные мероприятия

Для уменьшения агрессивности сетевой воды, понижения уровня концентрации железа в ней и уменьшения повреждаемости трубопроводов рекомендуются следующие мероприятия, для выбора и проведения которых желательно привлекать специализированные организации:

— поддержание концентрации кислорода О2 в подпиточной воде не более 50 мкг/кг в соответствии с нормами ПТЭ;
— предотвращение кратковременных повышений концентрации кислорода в подпиточной воде, превышающих установленную норму;
— уменьшение присосов недеаэрированной воды (закрытые системы), исключение подачи ее на теплоисточнике;
— предотвращение завоздушивания обратных магистралей;
— предотвращение аэрации воды в баках-аккумуляторах (с помощью применения герметиков АГ-4 и АГ-4И или шариков вспенивающегося полистирола ПСП, ПСВ-С для закрытых систем и ПСВ-П — для открытых);
— снижение концентрации кислорода в подпиточной воде до значений, значительно меньше установленной нормы, например, 20 мкг/кг;
— повышение рН сетевой воды (до 9,0 — для открытых, до 10,5 — для закрытых систем);
— применение ингибиторов коррозии для систем теплоснабжения закрытого и открытого типов.

Разрешительная и техническая документация на узел контроля коррозии УКК

По заявке потребителя могут быть высланы карта (форма) заказа (опросный лист), сертификат, разрешения на применение, паспорт изделия, техническое описание и руководство по эксплуатации, описание типа и методика настройки, а также прочая разрешительная и техническая документация.

Подробное техническое описание и руководство по эксплуатации содержит следующие разделы:
— назначение, описание и обозначение типов (марка, модель);
— технические данные (такие характеристики: диапазон измерений (настройки уставок) и допускаемой погрешности на срабатывание, коммутационная способность реле (предельные значения коммутируемых тока и напряжения) и прочие параметры);
— устройство и работа (принцип действия, конструкция и пр.);
— условия эксплуатации (климматические исполнения), степени защиты (IP) и устойчивости;
— монтаж, уплотнения, условия хранения;
— указание мер безопасности при монтаже и эксплуатации;
— условий хранения, транспортировки, правила монтажа, эксплуатации и демонтажа;
— методика настройки и перенастойки;
— техническое обслуживание и ремонт (неисправности, причины, методы и способы устранения);
— упаковка, маркировка, транспортирования маркировка;
— масса, габаритные и присоединительные размеры;
— дополнительное оборудование, запчасти и принадлежности (ЗиП).

Читайте также:  Знак парковка стандарты установки

Copyright © ТЕПЛОПРИБОР.рф 2015-2018 все права защищены,
текст зашифрован, копирование отслеживается и преследуется;
авт.-ДИА, соавтор ААК, КЦ-М0/П10.
ГК Теплоприбор — производство и продажа КИПиА: Аналитические приборы и оборудование / Мониторинг коррозии и солеотложения / Узелы контроля коррозии УКК и др.
См. тех. описание/характеристики, прайс-лист (оптовая цена), рекомендации по выбору, аналоги и замены, форму заказа (как правильно выбрать, заказать и купить) индикатор коррозии теплосетей/трубопроводов ИКТ-40, ИКТ-50 по цене производителя; проверить наличие на складе в Москве (или уточнить срок изготовления).
Также см. способы доставки и отгрузка ТК (Деловые Линии и другими) по всей территории РФ. Прочую информацию по заказу — см. официальный сайт ГК Теплоприбор раздел Аналитические приборы и оборудование.

Мы будем рады, если вышеизложенная информация оказалась полезна Вам, а также заранее благодарим за обращение в любое из представительств группы компаний «Теплоприбор» (три Теплоприбора, Теплоконтроль, Промприбор и другие предприятия) и обещаем приложить все усилия для оправдания Вашего доверия.

Узел контроля коррозии УКК

Цена: Цена по запросу

Наличие на складе: Под заказ*

* На складе в Москве имеются в наличии УКК узлы контроля коррозии трубопроводов ходовых марок и диаметров условного прохода Ду; при отсутствии в наличии, плановый срок производства составит от 10-15 рабочих дней или могут быть предложены недорогие аналоги, имеющиеся в наличии.

Краткие технические характеристики: УКК узел контроля коррозии для установки, экспозиции и извлечения гравиметрических образцов-свидетелей, образцов-субстратов, пробоотборников, датчиков при определении общей скорости коррозии в трубопроводе до Ру 250 атм.

УКК узлы контроля коррозии предназначены для контроля скорости внутренней коррозии тепловых сетей гравиметрическим методом по ГОСТ 9.908-85 в соответствии с руководящим документом РД 153-34.1-17.465-00 «Методические указания по оценке интенсивности процессов внутренней коррозии в тепловых сетях».

Все цены на УКК узлы контроля коррозии, а также на другое аналитическое и дополнительное оборудование указаны на базовое исполнение в рублях (см. общий прайс-лист) без учета налога НДС, стоимости доп. опций и оборудования, тары-упаковки, расходов на отгрузку и/или доставку, в расчете на оптовый заказ (при крупных оптовых партиях и на проектные заказы цена формируется индивидуально, исходя из объема партии, достигнутых договоренностей и адреса объекта).

ВНИМАНИЕ! Будьте осторожны при выборе поставщика — на российском рынке аналитических приборов и оборудования имеются дешевые некачественные копии УКК узлов контроля коррозии Коррсенс и другие приборы коррозионного мониторинга: аналоги, упрощенные подделки и неликвиды, лишенные должного сервиса, гарантии, с меньшими или истекающими сроками поверки, без дополнительных опций, в неполной комплектации; поэтому, возможно даже имеющие более низкую цену, чем у оригинальных изделий.

Источник

РД 153-34.1-17.465-00 Методические указания по оценке интенсивности процессов внутренней коррозии в тепловых сетях

УТВЕРЖДЕН Департаментом стратегии развития и научно-технической политики РАО «ЕЭС России» 29 сентября 2000 г.

Первый заместитель начальника А.П. Берсенев

ВЗАМЕН Приложения 19 к «Типовой инструкции по технической эксплуатации систем транспорта и распределения тепловой энергии (тепловых сетей)» РД 153-34.0-20.507-98 (М: СПО «ОРГРЭС», 1999)

Периодичность проверки — 5 лет

Ключевые слова: энергетика, теплоснабжение, тепловые сети, повреждения металла, внутренняя коррозия, контроль, индикаторы

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ОЦЕНКЕ ИНТЕНСИВНОСТИ
ПРОЦЕССОВ ВНУТРЕННЕЙ
КОРРОЗИИ В ТЕПЛОВЫХ СЕТЯХ

РД 153-34.1-17.465-00

Срок действия установлен

до 2011-10-01

Настоящий руководящий документ распространяется на тепловые сети и устанавливает способы оценки коррозионной агрессивности сетевой воды и интенсивности процессов внутренней коррозии металла трубопроводов и предназначен для организаций (предприятий) — владелиц трубопроводов, осуществляющих эксплуатацию тепловых сетей, в составе АО-энерго и АО-электростанций.

С вводом в действие настоящего руководящего документа утрачивают силу «Методические рекомендации по оценке интенсивности процесса внутренней коррозии в тепловых сетях с помощью метода «индикаторов коррозии», приложение 19 к «Типовой инструкции по технической эксплуатации систем транспорта и распределения тепловой энергии (тепловых сетей)» РД 153-34.0-20.507-98 (М.: СПО ОРГРЭС, 1999).

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 В соответствии с «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации» (РД 34.20.501-95, п. 4.12.27) «на водяных тепловых сетях должен быть организован систематический контроль за внутренней коррозией трубопроводов путем анализов сетевой воды и конденсата, а также по индикаторам внутренней коррозии, устанавливаемым в наиболее характерных точках (на выводах ТЭЦ, концевых участках, в двух-трех промежуточных узлах магистрали)».

1.2 Индикаторы коррозии служат для оценки коррозионной агрессивности и влияния сетевой воды на внутреннюю коррозию трубопроводов теплосети. Коррозионная агрессивность воды определяется по потерям массы индикаторов. Основными параметрами воды, влияющими на ее агрессивность, являются концентрации сульфатов, хлоридов, значение рН, содержание кислорода и свободной угольной кислоты.

1.3 Индикаторы коррозии в трубопроводы теплосети устанавливаются в виде сборок, конструкция которых описана в разделе 2 настоящего руководящего документа. В каждой сборке должно быть не менее трех пластин — индикаторов.

1.4 Место установки сборок индикаторов коррозии должно выбираться в соответствии с рекомендациями, изложенными в приложении А к настоящему руководящему документу.

1.5 Продолжительность экспозиции (пребывания индикаторов в трубопроводе) должна быть не меньше длительности одного отопительного сезона, но и не больше 1 года. Время от установки индикатора до пуска магистрали в эксплуатацию должно быть минимальным. Конкретные сроки, установки и выемки индикаторов из трубопроводов определяются техническим руководителем организации, эксплуатирующей тепловые сети.

1.6 Индикатор в трубопроводы должен устанавливаться под руководством мастера бригады, обслуживающей данный участок теплосети, в присутствии сотрудника, отвечающего за работу с индикаторами коррозии.

1.7 Устанавливают и снимают индикаторы коррозии в соответствии с нарядом-допуском и выполнением мер безопасности согласно РД 34.03.201 «Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанции и тепловых сетей»

2 ИЗГОТОВЛЕНИЕ ИНДИКАТОРОВ

2.1 В качестве индикаторов коррозии применяют стальные круглые пластины толщиной 2 — 3 мм, наружным диаметром 50 — 60 мм с отверстием в центре диска (12 ± 2) мм (рисунок 1).

Допускается использование пластин с наружным диаметром 40 мм и отверстием в центре диска 6 — 7 мм. Размер пластин должен быть одним и тем же на протяжении всех лет эксплуатации конкретной тепловой сети.

Рисунок 1 — Пластина — индикатор коррозии

2.2 Пластины изготавливают из стали ВСт3сп с химическим составом по ГОСТ 380 (таблица 1).

Допускается изготовление пластин из сталей Ст10 и Ст20 с химическим составом по ГОСТ 1050 (см. таблицу 1).

2.3 Пластины обрабатываются на токарном или строгальном станке до заданных геометрических размеров. Шероховатость поверхности Rz после обработки на станке не более 20.

Таблица 1 — Химический состав сталей пластин-индикаторов

Химический состав, %

Сг,
не более

Ni,
не более

Сu,
не более

As,
не более

2.4 Желательно изготавливать пластины из металла одной плавки. Поэтому целесообразно заготовить индикаторы сразу на несколько лет.

2.5 Все пластины-индикаторы, устанавливаемые в трубопроводе тепловой сети на определенный отопительный сезон, должны быть выполнены из одной и той же стали одновременной поставки.

3 КОНСТРУКЦИЯ ИНДИКАТОРНЫХ СБОРОК

3.1 Для установки индикаторов в определенных точках трубопроводов тепловой сети ввариваются фланцевые штуцера условным диаметром 80 — 100 мм, закрывающиеся глухими фланцами (рисунок 2). На глухом фланце перпендикулярно нижней плоскости по центру приваривается стальной стержень. Рекомендуемый диаметр стержня 20 мм.

Шток-держатель с закрепленными на нем пластинами-индикаторами вворачивается в отверстие стержня, приваренного к глухому фланцу

В свободном торце этого стержня высверливается отверстие, в которое вворачивается шток-держатель пластин-индикаторов. Рекомендуемый размер глубины резьбы в стержне — не менее 20 мм. Рекомендуемый диаметр штока — (10 ± 2) мм. Шток-держатель представляет собой стержень с резьбой на одном конце и головкой болта — на другом.

На нем с помощью дистанционирующих втулок и фиксирующей гайки крепятся пластины-индикаторы (рисунок 3). Количество пластин, установленных на шток-держатель — от трех до шести. Увеличение количества пластин повышает надежность полученных результатов.

Шток-держатель с закрепленными на нем пластинами-индикаторами вворачивается в отверстие стержня, приваренного к глухому фланцу.

1 — глухой фланец; 2 — прокладка, 3 — фланец; 4 — штуцер; 5 — стержень; 6 — фиксирующая гайка;
7 — шток-держатель с пластинами-индикаторами, 8 — головка штока-держателя, 9 — трубопровод.

Рисунок 2 — Установка индикаторов коррозии в трубопровод тепловой сети

1 — шток-держатель; 2 — фиксирующая гайка; 3 — дистанционирующие втулки;
4 — головка болта на конце штока-держателя, 5 — пластины-индикаторы.

Рисунок 3 — Шток-держатель с шестью пластинами (сборка индикаторов)

3.2 Шток-держатель индикаторов и стержень, привариваемый к глухому фланцу, должны быть изготовлены из сталей ВСт3сп или ВСт3пс, Ст10, Ст20.

3.3 Расстояние от ближайшей к трубе пластины-индикатора до края стенки штуцера, выступающего внутрь трубопровода, должно быть не менее 40 мм (см. рисунок 2).

3.4 Расстояние между пластинами-индикаторами в сборке, определяемое размерами дистанционирующих (разделительных) втулок, может быть до 20 мм, но не менее 5 мм. Толщина стенки дистанционирующих втулок, перекрывающих поверхность индикаторов, должна быть не более 2 мм.

3.5 Дистанционирующие втулки рекомендуется изготавливать из фторопласта марки 4 или стеклотекстолита марок СТЭФ, СТЭФ-1, СТК, СТК-41/У, ТЭС, ЦСЭ, ЦСЭВ. Временно допускается использование дистанционирующих втулок из стали ВСт3сп.

3.6 Не рекомендуется устанавливать индикаторы на нижней образующей трубопроводов и в тех местах обратных трубопроводов, куда может попадать и постоянно находиться воздух (т.е. подвергаться завоздушиванию). Для уменьшения количества воздуха, остающегося в объеме штуцера, возможна установка штуцеров под углом к вертикальной (поперечной) оси трубопровода.

3.7 Допускаются отклонения от рекомендованного конструктивного оформления установки индикаторов (см. рисунок 2) в трубопроводы тепловой сети при условии их соответствия требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» ПБ 03-75. Одновременно должны выполняться пп. 3.2, 3.3, 3.4, 3.5, 3.6 данных методических указаний. Количество пластин-индикаторов в сборке — от 3 до 6.

4 ПОДГОТОВКА И УСТАНОВКА ИНДИКАТОРОВ КОРРОЗИИ

4.1 Подготовка индикаторов

4.1.1 Пластины-индикаторы маркируют: выбивают с помощью специальных кернов номера, затем зачищают мелкозернистой наждачной бумагой КМЗ-20 или КМЗ-23 для удаления с поверхности металла продуктов атмосферной коррозии, после чего измеряют штангенциркулем и рассчитывают площадь их поверхности. Площадь поверхности S, мм 2 , пластины-индикатора коррозии, омываемой сетевой водой, определяется по формуле

где R — наружный радиус индикатора, мм;

r — наружный радиус дистанционирующей втулки, мм;

δ — толщина индикатора, мм.

Если партия пластин изготовлена одинаковых геометрических размеров, то допускается определять площадь их поверхности для всей партии, без подсчета поверхности каждой пластины.

4.1.2 Пластины-индикаторы промывают водой, промокают фильтровальной бумагой, затем для обезжиривания протирают ватным тампоном, смоченным спиртом или ацетоном, высушивают при комнатной температуре в эксикаторе над свежепрокаленным хлористым кальцием или в сушильном шкафу при 105 °С в течение 1 ч, после чего охлаждают до комнатной температуры в эксикаторе над хлористым кальцием. Хлористый кальций необходимо 1 раз в 6 мес прокаливать в течение 1 — 2 ч при 800 °С.

4.1.3 Пластины взвешивают на весах с точностью до 0,01 г.

4.1.4 В случае применения для взвешивания технических весов со световой шкалой перед каждой серией взвешиваний пластин необходимо проверить точность весов с помощью гирьки из стандартного набора для аналитических весов.

Читайте также:  Замок багажника ваз 21099 установка

4.1.5 Обработанные пластины-индикаторы завертывают в фильтровальную бумагу (каждый в отдельности), на обертке надписывают номер пластины (см. п. 4.1.1), площадь ее поверхности в квадратных миллиметрах и вес в граммах.

4.1.6 При хранении пластин-индикаторов до установки в трубопроводы теплосети менее месяца они находятся в эксикаторе, при более длительном сроке — в эксикаторе над свежепрокаленным хлористым кальцием.

4.2 Установка индикаторов

4.2.1 Перед установкой в трубопроводы теплосети пластины-индикаторы заранее, в специально отведенном для этой цели помещении, монтируют в соответствии с рисунком 3. Пластины надевают на шток-держатель между головкой болта и первой пластиной, между всеми пластинами сборки, а также между последней пластиной и фиксирующей гайкой устанавливают дистанционирующие втулки. Затем фиксирующую гайку плотно заворачивают.

При установке пластины следует держать только за торцевую поверхность и принимать необходимые меры предосторожности, чтобы избежать загрязнения.

4.2.2 После сборки пластин на штоке-держателе в журнал учета и обработки индикаторов записывают:

— вес каждой пластины;

— площадь каждой пластины;

— последовательность установки пластин на штоке-держателе, начиная от головки болта.

4.2.3 Собранную на штоке-держателе сборку пластин-индикаторов помещают в полиэтиленовый или бумажный пакет и в таком виде транспортируют к месту установки в трубопроводы теплосети.

4.2.4 Индикаторы в теплосеть устанавливаются в соответствии с п. 1.6. Шток-держатель с индикаторами вворачивают в стержень, приваренный к глухому фланцу, не удаляя пакет, надетый на сборку. Затем пакет снимают и за головку болта плотно вворачивают шток-держатель в стержень. При установке сборки индикаторов в трубопровод принимают меры предосторожности, чтобы избежать любых загрязнений пластин-индикаторов коррозии. После установки индикаторов в трубопровод глухой фланец крепится с помощь болтов.

4.2.5 После установки индикаторов в трубопровод теплосети в журнал учета и обработки индикаторов записывают дату и место установки индикаторов.

5 ИЗВЛЕЧЕНИЕ ИНДИКАТОРОВ ИЗ ТРУБОПРОВОДОВ И ИХ ОБРАБОТКА

5.1 Штоки-держатели в сборе с пластинами-индикаторами из трубопроводов вынимаются мастером бригады, обслуживающей данный участок теплосети, после чего их помещают в полиэтиленовые или бумажные пакеты и передают в подразделение, проводящее обработку индикаторов.

5.2 Пластины-индикаторы снимают со штоков-держателей, каждую пластину заворачивают в бумагу и в течение 2 — 4 сут высушивают в эксикаторе при комнатной температуре над свежепрокаленным хлористым кальцием или в сушильном шкафу при 105 °С в течение 1 ч Прокаливание хлористого кальция производят по п. 4.1.2.

5.3 Продукты коррозии счищают с поверхности пластин деревянным скребком или фарфоровым шпателем. Пластины при комнатной температуре опускают на несколько часов в 5 %-ный раствор соляной кислоты, содержащей 3 г/л ингибитора коррозии уротропина или тиомочевины, затем промывают под струей воды, одновременно очищая их поверхности мягкой резинкой до полного удаления коррозионных отложении. При необходимости все эти процедуры повторяют, после чего пластины промывают 3 %-ным раствором соды, а затем струей воды.

5.4 Пластины промокают фильтровальной бумагой, высушивают в течение нескольких суток в эксикаторе над свежепрокаленным хлористым кальцием или в сушильном шкафу при 105 °С в течение 1 ч, после чего охлаждают до комнатной температуры в эксикаторе над хлористым кальцием и далее взвешивают на технических или аналитических весах с точностью до 0,01 г.

5.5 Вес каждой пластины-индикатора после обработки записывают в журнал, а также — внешний вид пластины: состояние поверхности, наличие равномерной или язвенной коррозии, количество язв и сквозных разрушений.

5.6 Параллельно с обработкой извлеченных из трубопроводов пластин (пп. 5.3 и 5.4) обрабатывают ингибированным раствором кислоты (при той же продолжительности) три новых пластины из той же партии и той же стали в соответствии с пп. 4.1.1 и 4.1.2. Потеря массы пластины, прошедшей такую обработку, усредненная по результатам взвешивания трех пластин, соответствует потере массы основного металла при удалении кислотой продуктов коррозии. Эту величину для конкретной партии индикаторных пластин и данного отопительного сезона следует считать постоянной. Ее записывают в журнал.

Источник

Системы мониторинга коррозии и эрозии

Контроль скорости коррозии имеет важное значение, учитывая затраты на ремонт оборудования, работающего в агрессивных средах и затраты на мониторинг. Купоны или образцы-свидетели – оборудование, используемое для получения информации об изменениях процесса внутри трубопровода, воздействующего на потерю веса купона в результате коррозии и/или эрозии за определенный период времени. Купоны потери веса являются стандартным методом контроля внутренней коррозии и эрозии. Уровень агрессивности среды определяется путем взвешивания до разрушения купона в среде и после.

Использование купонов – недорогое онлайн средство мониторинга, которое позволяет эффективно контролировать процесс коррозии при перекачке различных сред.

Купоны предоставляют следующую информацию:
• Среднюю величину потери металла вследствие коррозии (вычисляется скорость коррозии);
• Информацию об обнаруженной коррозии купона;
• Химические и биологические анализы;
• Подвергаются воздействию коррозии как правило в течение 6 – 9 месяцев.

Купоны могут использоваться во всех соответствующих средах, таких как нефть, вода и газ, обычно изготавливаются из стали, идентичной материалу стенки трубы. Купоны взвешиваются перед установкой на трубопроводе, повторное взвешивание производится после извлечения и очистки. Уровень коррозии рассчитывается из разницы в весе (потеря веса). Купоны потери веса также обследуются для определения типа коррозии (например, язвы), отложения могут быть проанализированы с точки зрения химического состава или возможной биологической активности.

Существуют различные типы купонов. Основным различием является тип конструкции: полосовой и дисковой формы. Полосовой имеет прямоугольную форму, дисковый – круглую.

Полосовые купоны обычно устанавливаются в крайней зоне потока, в любом положении, на трубопроводе или сосуде. Преимуществом полосовых купонов является относительно большая площадь поверхности. Полосовые купоны всегда устанавливаются с выступающей частью. Использование полосовых купонов не совместимо с очисткой скребком.

Дисковые купоны обычно используются как устройства, устанавливаемые скрытым способом, но они также могут устанавливаться с выступающей частью. Дисковые купоны обычно устанавливаются через вертикальное устройство доступа, несколько дисков устанавливаются в горизонтальной плоскости. Целью такого метода установки является отслеживание различных фаз рабочих условий в данной точке, использование нескольких дисков особенно эффективно в многослойном многофазном потоке в трубе большого диаметра.

Одиночные купоны, устанавливаемые скрытым методом, применяются очень широко, и обеспечивают полезную информацию касательно условий потока в конкретных точках системы. Также такие купоны могут использоваться для сбора локализованного биологического покрытия. Дисковые купоны, устанавливаемые скрытым способом, не требуется извлекать из трубопровода при выполнении очистки скребком.

Существуют также специальные купоны:

• Био-купоны – используются для контроля бактериальной активности, обычной причины проблем с коррозией. Большое количество бактерий, таких как сульфат-сокращающая бактерия (SBR), способствуют развитию различных типов и механизмов коррозии. Важно отслеживать бактериологическую активность для оценки возможности развития вызываемой бактериями коррозии, и контролировать бактериологическую активность, например, при помощи биоцидов. Стандартная информация, предоставляемая в результате отслеживания бактериологической активности – тип и количество бактерий. Блок био-купоны является простым и стандартным инструментом для отслеживания бактериологической активности. Блок включает 5 маленьких купонов, установленных в корпусе в передней части держателя, и непосредственно подвергающихся воздействию внутренней среду трубопровода или сосуда. Блок био-купонов может устанавливаться и извлекаться как любые другие датчики контроля коррозии, при помощи гидравлического устройства для извлечения CorrOcean. Обычно био-купоны извлекаются через регулярные интервалы. Затем купоны помещаются в специальный герметичный контейнер и отправляются в лабораторию для анализа.

• Полосовые купоны для контроля осадка используются для сбора и анализа осадка представляют собой металлические прямоугольники такого же размера, что и полосовой купон потери веса, но с рядом отверстий различного размера. Осадок обычно накапливается на полостях, поэтому он, вероятно, будет образовываться на отверстиях небольшого размера. Купоны для контроля осадка обычно устанавливаются в крайней зоне потока, в любом положении, в трубопроводе или сосуде, всегда устанавливаются, выступая в трубопровод.

• Полосовые сварные купоны используются для контроля сварных швов, изготавливаются из части сварного шва, содержащей части зоны нагревания. Длина 3-2”, главным образом в зависимости от диаметра трубы, с которой берется часть шва. Важно помимо измерений контроля веса осуществить визуальный осмотр сварного купона. Обычно устанавливаются в крайней зоне потока, в любом положении, в трубопроводе или сосуде. Сварные купоны всегда устанавливаются, выступая в трубопровод.

Все купоны CorrOcean изготовлены в соответствии со спецификацией NACE. Купоны потери веса сертифицированы с указанием серийного номера, веса, размера, материала и обработки поверхности. Каждый купон имеет индивидуальный комплект упаковки с защитой от коррозии, обеспечивающий хранение без воздействия коррозии в течение одного года.

Купоны устанавливаются на держателе из нержавеющей стали и должны быть электрически изолированы от держателя при помощи уплотнения.

Преимущества использования купонов:

• Низкие первоначальные затраты;
• Лёгки в обращении;
• Визуальная интерпретация (необходим осмотр при извлечении);
• Возможность наблюдать и анализировать отложения, изучать воздействие слоев;
• Возможность определить потерю веса и рассчитать уровень коррозии;
• Возможность пронаблюдать и измерить уровень локализации коррозии, включая глубину коррозионных язв;
• Возможность получить индикацию эксплуатационной коррозии;
• Возможность наблюдать свойства слоя ингибитора, возможность проведения дальнейших испытаний после установки.

Регистратор коррозии CorrLog предназначен для контроля внутренней коррозии рабочего оборудования, трубопроводов и резервуаров. Данный регистратор обеспечивает высокочувствительные замеры сигналов от коррозионных зондов, работающих по методу:
• электрического сопротивления (ER-датчик),
• линейного поляризационного сопротивления (LPR-датчик),
• гальванические датчик, как производства компании Roxar ASA, так и аналогичных зондов сторонних компаний.

Регистратор коррозии CorrLog может осуществлять измерения уровня внутренней коррозии рабочего оборудования, трубопроводов и резервуаров и передачу замеров в реальном времени, с заданным временным интервалом. При необходимости прибор может работать автономно.

Раздел в разработке

Коррозионные зонды – ER-датчики

Неритмичность загрузок технологического оборудования, простои, периоды горячей и холодной циркуляции, ремонты, консервация оборудования и другие подобные факторы создают благоприятные условия для интенсификации коррозионных процессов. В этих условиях важное место занимают средства контроля за протеканием этих процессов.

Roxar предлагает комплексные системы мониторинга коррозии и песчаной эрозии, позволяющие снизить риски непредвиденных сбоев, контролировать темпы коррозии, оптимизировать использование ингибиторов, сократить расходы на дорогостоящие антикоррозионные сплавы.

Коррозионные ER-датчики измеряют уровень коррозии по увеличению с течением времени электрического сопротивления стального элемента на грани датчика. Технологии контроля как в автономном режиме, так и в режиме реального времени, позволяют получать данные, по которым возможна оценка коррозионного износа оборудования.

Характеристики и преимущества ER-датчиков:

• Непрерывный сбор данных о потерях металла;
• Чувствительность зависит от толщины элемента, разрешение от 10 нм;
• Модификации – плоская конструкция, выступающие элементы, спиралевидные датчики;
• Скорость коррозии вычисляется c помощью данных потери металла с течением времени;
• Могут использоваться во всех соответствующих средах, таких как нефть, вода и газ;
• Могут обеспечивать результаты даже когда элемент частично погружен в жидкость, что актуально для систем с масляной водой;
• Толщина чувствительного элемента 0.1-6 мм;
• Высокочувствительная конструкция для оптимизации контроля ингибиторов.

Технологии Roxar в области коррозионных измерений дают возможность вести непрерывный контроль за протеканием коррозионных процессов, что обеспечивает получение своевременной информации для оперативного принятия решений.

Источник

Adblock
detector