На главную
На главную

РД 39-30-467-80 «Руководство по контролю качества изоляционного покрытия законченного ремонтом участка действующего трубопровода»

Руководство предназначено для осуществления оценки состояния изоляционного покрытия действующего нефтепровода без остановки перекачки по нефтепроводу продукта. Контролируемый участок остается врезанным в общую нитку нефтепровода. Руководство распространяется на подземные трубопроводы диаметром от 219 до 1220 мм.
Руководство не распространяется на морские участки нефтепроводов и на нефтепроводы надземной прокладки; подземные нефтепроводы, проложенные в многолетнемерзлых грунтах; нефтепроводы, находящиеся в грунте, глубина промерзания которого в период испытания изоляции превышает 0,5 м, что должно быть подтверждено справкой местной метеослужбы; нефтепроводы, находящиеся в момент измерения под воздействием блуждающих токов.

Обозначение: РД 39-30-467-80
Название рус.: Руководство по контролю качества изоляционного покрытия законченного ремонтом участка действующего трубопровода
Статус: действующий (Вводится впервые)
Дата актуализации текста: 01.10.2008
Дата добавления в базу: 01.02.2009
Дата введения в действие: 28.12.1980
Разработан: ВНИИСТ Миннефтегазстроя 105058, Москва, Окружной проезд, 19, ВНИИСТ
Главтранснефть
Управление Урало-Сибирскими магистральными нефтепроводами
Утвержден: Миннефтепром (10.12.1980)
Опубликован: ВНИИСТ № 1981

МИНИСТЕРСТВО СТРОИТЕЛЬСТВАПРЕДПРИЯТИЙ
НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ВСЕСОЮЗНЫЙНАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ
ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

ВНИИСТ

 

РУКОВОДЯЩИЙДОКУМЕНТ

РУКОВОДСТВО ПО КОНТРОЛЮКАЧЕСТВА
ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ
ЗАКОНЧЕННОГО РЕМОНТА
УЧАСТКА ДЕЙСТВУЮЩЕГО ТРУБОПРОВОДА

РД 39-30-467-80

Москва 1985

В Руководстве освещены вопросыконтроля качества изоляционных покрытий законченных ремонтом участковдействующих нефтепроводов, а также изложены прицепы и критерии оценки методакатодной поляризации.

Руководство разработано сотрудниками ВНИИСТа: заведующимилабораторией канд. техн. наук Н.П. Глазовым, А.М. Ефимовой, старшими научнымисотрудниками, канд. хим. наук В.А. Ловачевым, Л.А. Кабищером (ВНИИСТ), ведущиминженером Главтранснефти Т.Ф. Титовой, старшим инженером УправленияУрало-Сибирскими магистральными нефтепроводами Х.Л. Сайфулиным.

Замечания и предложениянаправлять по адресу: 105058, Москва, Окружной проезд, 19, ВНИИСТ, лабораторияконтроля качества комплексной защиты.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РУКОВОДСТВОПО КОНТРОЛЮ КАЧЕСТВА ИЗОЛЯЦИОННОГО
ПОКРЫТИЯ ЗАКОНЧЕННОГО РЕМОНТА УЧАСТКА
ДЕЙСТВУЮЩЕГО ТРУБОПРОВОДА

РД39-30-467-80

Вводитсявпервые

Приказом Министерства нефтянойпромышленности № 665 от 10 декабря 1980 г. срок введения установлен с 28декабря 1980 г.

1. ОБЩИЕПОЛОЖЕНИЯ

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1. Настоящее Руководствопредставляет собой практическое применение основных принципов контролясостояния изоляции, изложенных в «Инструкции по контролю состояния изоляции законченныхстроительством участков трубопроводов катодной поляризацией» (ВСН 2-28-76).

1.2. Руководство предназначенодля осуществления оценки состояния изоляционного покрытия действующегонефтепровода без остановки перекачки по нефтепроводу продукта. Контролируемыйучасток остается врезанным в общую нитку нефтепровода.

1.3. Руководствораспространяется на подземные трубопроводы диаметром от 219 до 1220 мм.

1.4. Руководство нераспространяется на морские участки нефтепроводов и на нефтепроводы надземнойпрокладки; подземные нефтепроводы, проложенные в многолетнемерзлых грунтах;нефтепроводы, находящиеся в грунте, глубина промерзания которого в периодиспытания изоляции превышает 0,5 м, что должно быть подтверждено справкойместной метеослужбы; нефтепроводы, находящиеся в момент измерения подвоздействием блуждающих токов.

1.5. Нефтепроводы, находящиеся взоне действия блуждающих токов, могут быть испытаны только в те периоды, когдаони отсутствуют, (например, «окно» в железнодорожном движении на электрифицированныхдорогах и т.д.).

1.6. Руководство предусматриваетконтроль участков длиной от 3 до 30 км; точность будет тем выше, чем длиннееучасток. При минимальной длине участка (3 км) неточность в определениипереходного сопротивления может достигать 50 %.

1.7. Руководствораспространяется на нефтепроводы со всеми видами изоляционных покрытий,предусмотренных ГОСТ 9.015-74для строительства нефтепроводов, а также изоляционными покрытиями типа«Пластобит» и импортными изоляционными пленками.

1.8. Участки трубопровода,имеющие на своем протяжении разветвления или точки контакта с другимиподземными сооружениями, не могут быть проконтролированы. В этом случае следуетвесь контролируемый участок условно разделить на отдельные участки, не имеющиеразветвлений и контактов, и контролировать их независимо друг от друга. Еслиэти участки имеют длину меньше трех километров, то для обнаружения возможныхдефектов в изоляции необходимо использовать искатель повреждений.

ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ

1.9. Контроль состояния изоляцииосуществляют только тогда, когда трубопровод полностью засыпан грунтом.

1.10. Еслисреднее удельное электрическое сопротивление грунта вдоль контролируемогоучастка нефтепровода не превышает 100 Ом.м, то состояние изоляционного покрытияследует определить по формуле

,                                                          (1)

где UТЗ - смещение разностипотенциалов при поляризующем токе контроля, который определяется по номограмме(рис. 1).Номограмма построена для переходного сопротивления 104 Ом.м2 при смещении разностипотенциалов 0,4 В в зависимости от диаметра и длины контролируемого участка.

1.11. Еслисреднее удельное электрическое сопротивление грунта вдоль контролируемогоучастка нефтепровода превышает 100 Ом.м, то состояние изоляционного покрытияследует определять по формуле

 ,                                                      (2)

где Rnk - конечное переходное сопротивление«нефтепровод-земля», определяемое по номограмме (рис. 2) в зависимости от диаметра исреднего удельного электрического сопротивления грунта, Ом.м2.

Рис. 1. Номограмма для определения силы тока для участковтрубопровода длиной 3 - 30 км;

а - для схемы с одним источником тока; б - то же сдвумя источниками тока

Рис. 2. Номограмма для определения конечного переходногосопротивления «нефтепровод-земля»

1.12. Смещение разностипотенциала «нефтепровод-земля» определяют по формуле

UТЗ = UТЗм - UТЗе,                                                           (3)

где UТЗм - измеренная разность потенциалов«нефтепровод-земля» (после включения катодной поляризации), В;

UТЗе- естественная разность потенциала «нефтепровод-земля» (до включения катоднойполяризации), В.

1.13. Среднее удельное электрическоесопротивление грунта вдоль контролируемого участка нефтепровода определяют поформуле

,                                                    (4)

где li - длина i -го участка с удельнымэлектрическим сопротивлением , м;

 L - длина контролируемого участка,м.

1.14. Если в контролируемомучастке сила поляризующего тока Jпол не равнавеличине силы тока JH , регламентированнойномограммой (см. рис. 1), то состояние покрытия (п. 1.10 илип. 1.11)оценивают не по смещению, определенному формулой (3), а по величине смещения,рассчитываемого по формуле

,                                                                  (5)

где UТЗ - смещение разности потенциалов, определяемоепо формуле (3),В.

1.15. После проведениякапитального ремонта изоляции в качестве критерия приемки установлены следующиезначения переходного сопротивления:

Rn 1·104 Ом.м2- для изоляции на битумной основе;

Rn 2·104 Ом.м2- для изоляции на полимерной основе.

Участок нефтепровода, законченный ремонтом и неудовлетворяющий этим требованиям, приемке не подлежит; поиск повреждений в изоляциии их устранение осуществляются силами ремонтно-строительной колонны,производящей ремонт нефтепровода.

1.16. В процессе проведенияиспытаний заполняется акт приемки законченного ремонтом участка действующегонефтепровода катодной поляризацией (прил. 1, 2).

2. ОРГАНИЗАЦИЯИСПЫТАНИЙ

ПОДГОТОВКА УЧАСТКА ТРУБОПРОВОДАК ИСПЫТАНИЯМ

2.1. Контролируемый участок недолжен иметь электрических и технологических перемычек с другими сооружениями.

2.2. На всем протяжении участкадолжны быть установлены контрольно-измерительные пункты (КИПы) в соответствии спроектом.

2.3. Не допускается контактнеизолированной поверхности трубы с грунтом через слой бетона или цемента.

2.4. Для контроля применяютсядве схемы подключения: с одним и двумя источниками тока.

2.5. Схема с двумя источникамитока, расположенными по концам контролируемого участка (рис. 3),обеспечивает более точное проведение измерений. Однако она может бытьиспользована только при длинах участка более 10 км.

2.6. Для участков длиной от 3 до10 км применяется схема с одним источником тока (рис. 4), расположенном на обоихконцах участка попеременно.

2.7. Катодные выводы дляподключения источника тока должны иметь сечение не менее 6 мм2 инадежный контакт с трубопроводом с помощью электрической или термитной сварки.Можно использовать существующие катодные выводы, к которым подсоединяютсяустановки катодной защиты.

2.8. Законченный ремонтомучасток нефтепровода испытывают катодной поляризацией не ранее чем через двенедели после окончания работ с засыпкой нефтепровода.

ПОДГОТОВКА ОБОРУДОВАНИЯ

2.9. Для проведения контролядолжны быть использованы передвижные электроисследовательские лабораторииэлектрохимзащиты типа ПЭЛ, ЭХЗ.

2.10. При использовании схемы сдвумя источниками тока необходимо две лаборатории ПЭЛ, ЭХЗ.

2.11. Если нет передвижных лабораторий ПЭЛ, ЭХЗ, то допускаетсяиспользовать любой источник постоянного тока с плавной регулировкой,обеспечивающий установку необходимой силы тока при испытаниях.

Рис.3. Схема подключения измерительных приборов к контролируемому участку нефтепроводас использованием двух источников тока:

1 - контролируемый участок нефтепровода; 2 - катодныйвывод для подключения источника тока; 3 - регулируемый источник тока; 4 -соединительный провод (кабель); 5 - анодное заземление; 6 - измерительный пункт(КИП); 7 - медносульфатный электрод сравнения; 8 - вольтметр; 9 -милливольтметр; 10 - амперметр

2.12. На расстоянии 400-500 м отместа подключения источников тока перпендикулярно нефтепроводу должны бытьоборудованы анодные заземления с переходным сопротивлением в несколько Ом,обеспечивающих необходимый режим контроля по току.

2.13. Для установки анодныхзаземлений должны выбираться грунты с минимальным электрическим сопротивлением,расположенные, как правило, в низинах или болотах, прудах, реках, ручьях,колодцах и т.п.

2.14. Рекомендуется использоватьимеющиеся анодные заземления установок катодной защиты контролируемоготрубопровода. При этом заземление должно быть не ближе 350 м к нефтепроводу.

Рис. 4.Схема подключения измерительных приборов к контролируемому участку нефтепроводас использованием одного источника тока:

1 - контролируемый участок нефтепровода; 2 - катодныйвывод для подключения источника тока; 3 - регулируемый источник тока; 4 - соединительныйпровод (кабель); 5 - анодное заземление; 6 - измерительный пункт (КИП);медносульфатный электрод сравнения; 8 - вольтметр; 9 - милливольтметр; 10 -амперметр

2.15. Допускается использоватьанодное заземление от УКЗ другого трубопровода или кабеля связи.

2.16. Анодное заземление можетбыть расположено не только точно по перпендикуляру к трубопроводу в местеподключения катодного вывода, но и может быть смещено вдоль нефтепровода нарасстояние до 200 м.

2.17. Если нет постоянногоанодного заземления, то должно быть оборудовано временное анодное заземление.Для оборудования временного заземления используют винтовые электроды,размещенные в генераторной группе лаборатории. Если нет винтовых заземлителей,то временное анодное заземление можно выполнять из некондиционных труб, уголка,рельса и т.д.

2.18. Генератор лаборатории,который размещен в генераторной группе, собранной на шасси ЗИЛ-131,подсоединяют «минусом» к трубопроводу в начале участка, а «плюсом» - квременному заземлению.

2.19. В качестве соединительныхпроводников используют кабель трехсекционного барабана (3 х 200 м) генераторнойгруппы.

2.20. С помощью аппаратурыстенда управления регулируют силу тока в цепи и измеряют ее величину.

2.21. Измерение разностипотенциалов на конце участка, а также ее распределение вдоль контролируемогоучастка выполняют измерительной лабораторией, смонтированной на базе автомашиныУАЗ-452, входящей в состав передвижной лаборатории типа ПЭЛ, ЭХЗ.

2.22. Между всеми точкамиизмерений контролируемого участка должна быть обеспечена радиотелефонная связь.

2.23. Если контролируемыйучасток нефтепровода перед испытанием находится под катодной защитой, то защитадолжна быть отключена не менее чем за трое суток до измерений.

ПОДГОТОВКА УЧАСТКА И ОБОРУДОВАНИЯ К ИЗМЕРЕНИЮ СИЛЫ ТОКА ПОПАДЕНИЮ НАПРЯЖЕНИЯ

2.24. В 10 м от катодного выводаоборудуется измерительный пункт. Если на этом расстоянии имеется исправный КИП,следует воспользоваться им.

2.25. Если нетКИПа, то измерительный пункт оборудуется следующим образом, отрывается шурф доверхней образующей трубопровода, снимается изоляция с верхней частитрубопровода, зачищается оголенная часть до металлического блеска, остаткиизоляции смываются бензином. После приварки измерительного провода сварноесоединение освобождается от шлака, узел присоединения изолируетсябитумно-резиновой мастикой. Если же приварка невозможна, то допускаетсяприменение магнитных контактов.

2.26. Категорически запрещаетсяприсоединять провод для измерения силы тока к катодному выводу.

2.27. Вторая точка для измерениясилы тока по падению напряжения должна располагаться на контролируемом участкетрубопровода на расстоянии не менее 500 м.

В качестве второй точки можетбыть использован КИП. При отсутствии на нужном расстоянии КИПа точка дляизмерения оборудуется по п. 2.25.

2.28. Провод, соединяющий обеточки, должен иметь сопротивление не более 30 Ом/км.

2.29. В качестве измерительногоприбора может быть использован милливольтметр постоянного тока с ценой деленияне более 1,5 мВ. Допускается применение ампервольтметра М-231 (шкала 75 мВ).

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

2.30. При контроле состоянияизоляции катодной поляризацией соблюдение правил техники безопасности являетсяобязательным, нормативные документы, которыми необходимо руководствоваться,следующие:

«Правила техническойэксплуатации электроустановок потребителей и правила техники безопасности приэксплуатации электроустановок потребителей»;

«Правила устройстваэлектроустановок»;

«СНиП «Техника безопасности в строительстве»;

«Правила безопасности внефтегазодобывающей промышленности»;

«Инструкция по сооружениюустановок электрохимической защиты от коррозии линейной части магистральныхтрубопроводов».

3. МЕТОДИКАПРОВЕДЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ

ИЗМЕРЕНИЯ РАЗНОСТИ ПОТЕНЦИАЛОВ«НЕФТЕПРОВОД-ЗЕМЛЯ»

3.1. Все измерения разностипотенциалов «нефтепровод-земля» выполняют относительно насыщенного сосвежезачищенным медным стержнем медносульфатного электрода сравнения.

3.2. Медносульфатный электродсравнения устанавливают на поверхности земли над трубопроводом. Грунт в местеустановки электрода сравнения увлажняют. В сухих песчаных грунтах с удельнымэлектрическим сопротивлением более 100 Ом.м для увлажнения необходимо применятьподсоленную воду (5 %-ный раствор хлористого натрия). Если при проведенииконтроля трубопровод находится в талом грунте, а верхний слой почвы замерз, топеред установкой электрода сравнения в лунку наливают горячую подсоленную воду.

3.3. При измерениях сначалаестественной разности потенциалов, а затем разности потенциалов под током или,наоборот, электрод сравнения должен устанавливаться в одно и то же место.

3.4. Измерение разностипотенциалов «нефтепровод-земля» должно производиться с помощью вольтметров свходным сопротивлением не ниже 20000 Ом/В (например, ампервольтметр М 231).

3.5. В грунтах с удельнымсопротивлением более 100 Ом.м рекомендуется применять более высокоомныевольтметры или приборы и схемы с потенциометрическим способом измерения.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СИЛЫ ТОКА

3.6. Сила тока JT в трубопроводе определяется по следующейформуле:

,                                                         (6)

где ΔU - измеряемое падениенапряжения на участке трубопровода длиной l (м), мВ;

RT -продольное сопротивление трубопровода, Ом/м, формула которого

,                                                            (7)

где D - диаметр трубопровода, м;

δ - толщина стенки трубопровода, м;

ρТ - удельное электрическоесопротивление трубной стали, Ом.м.

Если точное значение удельногоэлектрического сопротивления стали неизвестно, то его можно определить поформуле

ρT = (a + bΣ - cΣ) 10-8 [Ом·м],                                           (8)

где a = 8,2 + 4,84 · 10-2t+ 0,9 · 10-4t2;

b = 10,2 – 0,71 · 10-2t– 0,13 · 10-4t2;

c = 2,5 – 0,76 · 10-2t– 0,024 · 10-4t2;

t - температура, °С;

 - суммарнаядобавка элементов (C, Si, Mn и др.).

Формула пригодна для Σ = 0,1 – 2,0 %, еслиже Σ > 2 %,то среднее значение примет вид ρT = 24,5 · 10-8 Ом.м.

3.7. Значение силы тока от точкидренажа по трубопроводу получается всегда несколько заниженным при определенииего по вышеописанной методике. Поэтому для более точного определения следуетодновременно произвести измерения силы тока в другую сторону от точки дренажа иобщей силы тока в дренажном токопроводе. Это обязательно для измерения по схемес одним источником тока.

3.8. Истинная сила тока вконтролируемый участок определяется по формуле

,                                                                (9)

где J - общая сила тока, А;

JK,JП - силы тока в трубопроводе соответственно всторону контролируемого участка и противоположную от точки дренажа,определенные по формуле (6), А.

ИЗМЕРЕНИЯ ПО СХЕМЕ С ДВУМЯ ИСТОЧНИКАМИ ТОКА

3.9. Передиспытаниями измеряют естественную разность потенциалов «нефтепровод-земля» вточках дренажа. Кроме того, в середине контролируемого участка также измеряетсяестественная разность потенциалов в нескольких точках через 1 км на отрезке,длина этого участка дана в таблице и в дальнейшем будет называться «участок дляопределения смещения».

Общая длина контролируемого участка, км

Длина участка, на которой осуществляется измерение естественной разности потенциалов, км

30-25

10

24-20

8

19-15

6

14-10

5

3.10. Послеизмерений естественной разности потенциалов одновременно включают оба источникаи регулируют их так, чтобы токи, текущие в контролируемый участок с обеихсторон, были одинаковыми и равнялись величине тока, определяемого по номограмме(см. рис. 1,б) для половины длины контролируемого участка.

Для установления необходимойсилы тока, текущего в контролируемый участок нефтепровода, регулируют общуюсилу тока от источника. Общая сила тока превышает заданную иногда в несколькораз.

3.11. С того момента, как обатока установлены, их поддерживают постоянными в течение срока не менее 3 ч,после чего начинают измерение потенциалов. Во время измерения потенциаланеобходимо также поддерживать неизменными оба тока, текущих в контролируемыйучасток

3.12. Навышеупомянутом «участке для определения смещения» измеряют разность потенциалов«нефтепровод-земля» и по формуле (3) определяют смещение разности потенциалов.

3.13. Минимальное смещениеразности потенциалов «нефтепровод-земля» принимают как критерий в формуле дляопределения качества изоляции.

3.14. Если КИП с минимальнымсмещением разности потенциалов «нефтепровод-земля» находится на краю участкадля определения смещения, то необходимо измерить разность потенциалов«нефтепровод-земля» еще на расстоянии 3 км (в трех КИПах) от КИПа минимальногосмещения.

Через 24 ч (не раньше) послевыключения поляризующего тока на трех упомянутых КИПах измеряется естественнаяразность потенциалов «нефтепровод-земля» и вычисляется смещение разностипотенциалов.

Если какое-либо из этих значенийсмещения окажется меньше, чем определенное по п. 3.12, то именно вновьполученное минимальное смещение разности потенциалов следует принимать закритерий.

ИЗМЕРЕНИЕ ПО СХЕМЕ С ОДНИМ ИСТОЧНИКОМ ТОКА

3.15. Передиспытаниями измеряют естественную разность потенциалов «нефтепровод-земля» наобоих концах контролируемого участка.

3.16. После измеренийестественной разности потенциалов включают источник тока на одном из концовконтролируемого участка и регулируют его так, чтобы ток, текущий вконтролируемый участок, равнялся силе тока по номограмме (см. рис. 1, а).

3.17. Этот токподдерживается постоянным в течение 3 ч, после чего измеряют разность потенциалов«нефтепровод-земля» в конце участка и определяют по формуле (3)смещение разности потенциалов.

3.18. Через сутки послевыключения поляризующего тока повторяют все измерения по пп. 3.15 - 3.17таким образом, чтобы источник тока был включен там, где накануне был конецучастка, а смещение определяют на противоположном конце.

3.19. Если два значения смещенияразности потенциалов «нефтепровод-земля» различаются между собой, то дляопределения состояния изоляции по формулам (1) или (2) надо брать наименьшее.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1

ВСЕ ГРАФЫ ОБЯЗАТЕЛЬНЫ ДЛЯ ЗАПОЛНЕНИЯ

АКТ

приемки законченного ремонтом участка нефтепровода по схеме с использованием двух источников тока

Наименование нефтепровода __________ Участок (начало___км, конец___км, протяженность_____ км). Диаметр трубы _____ мм, толщина стенки _____ мм. Марка стали, хим. состав ____________ Удельное электрическое сопротивление стали. Продольное сопротивление Ом/м. Вид, тип и конструкция изоляционного покрытия ________________ . Среднее уд. электр. сопротив. грунта ________ Ом.м. Дата засыпки (начало_________ , окончание_________).

 

Дата и время измерений

Источник тока № 1

Определение силы тока по падению напряжения

Источник тока № 2

Определение силы тока по падению напряжения

Разность потенциалов «нефтепровод-земля» в середине контролируемого участка с указанием точки измерений

 

Место расположения, км

Напряжение,

В

Сила тока, А

Место расположения, км

Напряжение,

В

Сила тока, А

Длина участка от точки дренажа источника № 1 в сторону контролируемого нефтепровода, м

Длина участка от точки дренажа источника № 2 в сторону контролируемого нефтепровода, м

Километраж, км

Естественная ИТЗе,

В

Под током ИТЗи,

А

Смещение, ИТЗ, В

Падение напряжения, мВ

Сила тока, А

Падение напряжения, мВ

Сила тока, А

 

 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

 

Минимальное смещение разности потенциалов _____В на _____км

Переходное сопротивление ______ Ом.м2

Подписи лиц, проводивших испытания, с указанием должности и места работы

 

Приложение2

ВСЕГРАФЫ ОБЯЗАТЕЛЬНЫ ДЛЯ ЗАПОЛНЕНИЯ

А К Т

приемки законченного ремонта участка нефтепровода по схеме с использованием одного источника тока

Наименование нефтепровода __________ Участок (начало___км, конец___км, протяженность_____ км). Диаметр трубы _____ мм, толщина стенки _____ мм. Марка стали, хим. состав ____________ Удельное электрическое сопротивление стали ___________Ом.м. Продольное сопротивление ____ Ом/м. Вид, тип и конструкция изоляционного покрытия ________________ . Среднее уд. электр. сопротив. грунта ________ Ом.м. Дата засыпки (начало_________ , окончание_________).

 

Дата и время измерений

Источник тока

Определение силы тока по падению напряжения

Разности потенциалов «нефтепровод-земля» на конце контролируемого участка нефтепровода

 

Место расположения, км

Напряжение, В

Сила тока, А

Длина участка от точки дренажа в сторону контролируемого участка нефтепровода

Длина участка от точки дренажа в сторону, противоположную контролируемому участку нефтепровода м

Естественная

ИТЗе, В

Под током

ИТЗи, В

Смещение, ИТЗ, В

Падение напряжения, мВ

Сила тока, А

Падение напряжения, мВ

Сила тока, А

 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

 

Минимальное смещение разности потенциалов ______В

Переходное сопротивление ______ Ом.м2

Подписи лиц, проводивших испытания, с указанием должности и места работы

 

Приложение 3

ОБОРУДОВАНИЕ, ПРИБОРЫ И МАТЕРИАЛЫ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯКОНТРОЛЯ

Источникпостоянного тока с плавной регулировкой, шт................................................................................. 2

Винтовыезаземлители, шт........................................................................................ 40

Изолированныйпровод сечением 6-35 мм2, м........................................................ 1000

Амперметрс пределами измерения 0-30А, шт....................................................... 2

Медносульфатныйэлектрод сравнения, шт............................................................. 3

Медныйкупорос, кг.................................................................................................... 1

Дистиллированнаявода, л......................................................................................... 2

ПроводПMBГ 0,5-0,75 мм2................................................................................... 2000

Тигельформа,шт......................................................................................................... 2

Термопатроны,шт...................................................................................................... 20

Термоспички,шт........................................................................................................ 40

Измерительсопротивления заземления М-416, шт................................................ 1

Искательповреждений ИП-74, шт............................................................................ 1

МиллиампервольтметрМ-231, шт............................................................................ 6

Магнитныеконтакты, шт........................................................................................... 6

Наборинструмента мастера связи............................................................................ 2

Приборуниверсальный комбинированный

Ц 4313,шт.................................................................................................................... 2

Радиостанция«Недра», комплект............................................................................ 1

Телефонныйаппарат, ТА-57, шт............................................................................... 2

СОДЕРЖАНИЕ

 

15
Мне нравится
Комментировать Добавить в закладки

Комментарии могут оставлять только зарегистрированные пользователи.

Пожалуйста зарегистрируйтесь или авторизуйтесь на сайте.