- якщо з віддаленням від точки, де приєднаний генератор, затухання вимірюваного сигналу відчутне, генератор переносять в наступне місце на відстань, яка дозволила б провести вимірювання сигналів на ділянці, на якій під час стоянки генератора на попередній точці сигнал був недостатнім. У цьому разі треба повторити вимірювання в кількох точках, де вимірювані сигнали були надійними у разі розміщення генератора на попередній стоянці.
Р.1.3 На підставі вимірювання по трасі складають графік сигналів струму звукової частоти, відповідно до якого визначають місця пошкодження захисного покриття.
1 – трубопровід; 2 – пункт вимірювання, через який генератор приєднано до труби;
3 - з'єднувальний провід; 4 – генератор; 5 – електрод заземлення;
6 – телефони-навушники; 7 – приймач-підсилювач.
Рисунок Р.1 – Схема визначання пошкодження в захисному
покритті трубопроводу шукачем пошкодження
Р.2 Метод поперечного градієнта потенціалу
Р.2.1 Вимірювання проводять у разі працюючих УКЗ.
Р.2.2 Під час вимірювання використовують двохелектродну установку з відстанню між електродами 5 - .
Р.2.3 Роботу виконують в такій послідовності. Один мідносульфатний електрод порівняння М, приєднаний до плюсової клеми приладу, встановлюють над віссю труби, а другий електрод N, приєднаний до мінусової клеми, встановлюють збоку перпендикулярно трубопроводу. За наявності суміжних комунікацій відстань між електродом N і цими комунікаціями має бути не менше двох відстаней між електродами М і N. Вимірювання виконують з кроком не більше ніж .
Р.2.4 При виявленні аномальних ділянок виконується деталізація з кроком 2 - . Під аномалією розуміють збільшення значень потенціалу (або сигналу звукової частоти) на величину, що перевищує значення похибки вимірювань в 2 - 3 рази не менше ніж в двох точках, тобто на інтервалі, що перевищує трикратний крок вимірювання.
Р.2.5 Центр пошкодження покриття визначають за максимальним значенням градієнта потенціалу.
Р.2.6 Місця пошкодження захисного покриття визначають за графіком потенціалу трубопроводу або за графіком градієнтів, отриманих між пунктами вимірювання.
Р.2.7 Оформлення результатів контролю
Запис результатів вимірювання виконують за формою Р.2.
Форма Р.2
Всі графи обов'язкові до заповнення
________________________________________
назва приймальної організації
АКТ
визначання місць пошкодження захисного покриття
Найменування трубопроводу ___________________________________________________________
Ділянка трубопроводу: початок, км ______________________, кінець, км _____________________
протяжність, L, м __________________________________________________
Діаметр труби D, м ________________________________, товщина стінки, мм _________________
Конструкція захисного покриття ________________________________________________________
Дата початку ________________________________ і закінчення _______________________засипки
Місце підключення УКЗ, км ____________________________________________________
Сила поляризуючого струму на виході УКЗ І, А ___________________________________
Напруга на виході УКЗ V, В ____________________________________________________
|
Дата вимірювання |
Координати точки контролю |
Градієнт потенціалу трубопроводу відносно мідносульфатного електрода порівняння, В |
Місця пошкодження покриття |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Координати місць пошкодження покриття: _______________________________________________
_____________________________________________________________________________________
_____________________________________ _____________________ __________________________
(посади осіб, що проводили визначання) (особистий підпис) (розшифровка підпису)
______________________
(дата)
ДОДАТОК С
(довідковий)
БІБЛІОГРАФІЯ
1. Типове положення про навчання, інструктаж і перевірку знань працівників з питань охорони праці. – Київ: Держнаглядохоронпраці, 1995.
2. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.— М.: Энергоатомиздат, 1986.
3. Правила устройства электроустановок (ПУЭ).— М.: Атомиздат, 1976.
4. Кузьменко Ю. О. Моніторинг корозійного стану магістральних нафтогазопроводів//Наф-това і газова промисловість. - 1994. - № 2.
5. Розгонюк В. В., Гужов Ю. П., Кузьменко Ю. О., Шишківський В. А. Технічна експлу-атація систем захисту від підземної корозії магістральних газопроводів. - Київ: «Росток», 2000.
6. Поляков С. Г. Применение электрохимических методов при коррозионном мониторинге трубопроводного транспорта// Техническая диагностика и неразрушающий контроль. - 1998. - № 4. - С. 31 - 36.
_____________________________________________________________________________________
59.080.01
Ключові слова: магістральний трубопровід, покриття, електрохімічний захист, ударна міцність, адгезія, захисний потенціал, катодний захист, дренажний захист, протекторний захист, поляризаційний потенціал, омічна складова, швидкість корозії металу, перехідний питомий електричний опір захисного покриття, питомий електричний опір ґрунту, пункт вимірювання.
_____________________________________________________________________________________
Редактор Н. Григор'єва
Технічний редактор О. Касіч
Коректор О. Воскобійник
Комп'ютерна верстка С. Павленко
_____________________________________________________________________________________
Підписано до друку 11.12.2003. Формат 60 х 84 1/ 8.
Ум. друк. арк. 8,37. Зам. 3948 Ціна договірна.
_____________________________________________________________________________________
Редакційно-видавничий відділ ДП «УкрНДНЦ»
03150, Київ-150, вул. Горького, 174
75. НАФТА І СУМІЖНІ ТЕХНОЛОГІЇ
75.160.20
Зміна № 1 до ДСТУ 4063:2001 Бензини автомобільні. Технічні умови
|
Місце поправки |
Надруковано |
Повинно бути |
|
"Пункт 4, графа «Метод випробування»
3 кінці сторінки 3 під текстом |
За ГОСТ 1756 або ASTM D 323* |
За ГОСТ 1756 або ДСТУ 4160 або ASTM D 323
Вилучити виноску. |
(ІПС № 4-2004)
75.200
ДСТУ 4219-2003 Трубопроводи сталеві магістральні. Загальні вимоги до захисту від корозії
|
Місце поправки |
Надруковано |
Повинно бути |
|
С.1, п.1.1 |
(маловуглецеві низьколеговані сталі класу не вище К 60 згідно з ГОСТ 20295) |
(маловуглецеві низьколеговані сталі класу не вище К 60) |
|
Розділ 2, С.2 |
ГОСТ 20295-85 Трубы стальнье сварные для магистральных газо-, нефтепроводов. Технические условия |
|
|
Розділ 2, С.2 |
ГОСТ 25812-78 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии |
|
|
С10, Продовження таблиці 2, п. 9, графа «Показник» |
- до стрічки в напустці: |
- до стрічки в напустці та до бітумно-полімерної мастики: |
|
С10, Продовження таблиці 2, п. 10, графа «В» |
- |
0,25 |
|
С. 10, Продовження таблиці 2, п 12, чкфа «В» |
5,0 |
5,0 |
|
|
3,0 |
3,0 |
|
|
5,0 |
5,0 |
|
|
3,0 |
3,0 |
|
|
1,2 |
1,2 |
|
|
- |
- |
|
|
- |
- |
|
|
- |
0,3 |
|
С. 12, Таблиця 4, п. 4, графа «Товщина захисного покриття, мм...» |
1,00– 820 |
1,00– 720 |
|
С 12, Таблиця 4, п. 7, графа «Товщина захисного покриття, мм ...» |
2,4– 820 |
2,4– 720 |
_____________________________________________________________________________________
Продовження поправки до ДСТУ 4219-2003
|
Місце поправки |
Надруковано |
Повинно бути |
|
С.13, Продовження таб- лиці 4, п. 8, графа «Товщина захисного покриття, мм...» |
2,4—820 |
2,4—720 |
|
С.13, Продовження таблиці 4, п. 9, графа «Клас покриття» |
Б |
В |
|
С.13, Продовження таблиці 4, п. 10, графа «Товщина захисного покриття, мм...» |
4,0 (для труб діаметром до включно) |
4,0 (для труб діаметром до включно) |
|
С.13, Продовження таблиці 4, п. 11, графа «Товщина захисного покриття, мм...» |
1,8—820 |
1,8—720 |
|
С.14, Закінчення таблиці 4, п. 13, графа «Товщина захисного покриття, мм...» |
4,2 (для труб діаметром до включно) |
4,2 (для труб діаметром до включно) |
|
С.14, п. 6.1.7.2, передостанній абзац |
Захисні покриття класу Б необхідно застосовувати на трубопроводах діаметром від 530 до на ділянках середньої корозійної активності середовища |
Захисні покриття класу Б необхідно застосовувати на трубопроводах діаметром від 530 до на ділянках середньої корозійної актив- ності середовища |
|
С.17, п.7.1.1, останній абзац |
Мінімальні і максимальні (за абсолютними значеннями) захисні потенціали залежно від умов прокладання та експлуатації трубопроводів наведено в таблицях 5 і 6. |
Мінімальні і максимальні (за абсолютними значеннями) захисні потенціали залежно від умов прокладання та експлуатації трубопроводів наведено в таблицях 5 і 6. На прикордоних ділянках магістральних трубопроводів дозволяється підтримувати максимальні захисні потенціали на рівні, обумовленому вимогами націо- нальних стандартів суміжних держав |
|
Бібліографічні дані, код УКНД |
59.080.01 |
75.200 |
(ІПС № 4-2004)
