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

РД 39-30-467-80

     
     
РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РУКОВОДСТВО ПО КОНТРОЛЮ КАЧЕСТВА ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ ЗАКОНЧЕННОГО РЕМОНТА УЧАСТКА ДЕЙСТВУЮЩЕГО ТРУБОПРОВОДА

     

Дата введения 1980-12-28

В Руководстве освещены вопросы контроля качества изоляционных покрытий законченных ремонтом участков действующих нефтепроводов, а также изложены прицепы* и критерии оценки метода катодной поляризации.

 _______________

* Текст документа соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.

Руководство разработано сотрудниками ВНИИСТа: заведующими лабораторией канд. техн. наук Н.П.Глазовым, А.М.Ефимовой, старшими научными сотрудниками, канд. хим. наук В.А.Ловачевым, Л.А.Кабищером (ВНИИСТ), ведущим инженером Главтранснефти Т.Ф.Титовой, старшим инженером Управления Урало-Сибирскими магистральными нефтепроводами Х.Л.Сайфулиным.

Вводится впервые

Приказом Министерства нефтяной промышленности N 665 от 10 декабря 1980 г. срок введения установлен с 28 декабря 1980 г.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1. Настоящее Руководство представляет собой практическое применение основных принципов контроля состояния изоляции, изложенных в "Инструкции по контролю состояния изоляции законченных строительством участков трубопроводов катодной поляризацией" (ВСН 2-28-76).

1.2. Руководство предназначено для осуществления оценки состояния изоляционного покрытия действующего нефтепровода без остановки перекачки по нефтепроводу продукта. Контролируемый участок остается врезанным в общую нитку нефтепровода.

1.3. Руководство распространяется на подземные трубопроводы диаметром от 219 до 1220 мм.

1.4. 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.

1.5. Нефтепроводы, находящиеся в зоне действия блуждающих токов, могут быть испытаны только в те периоды, когда они отсутствуют (например, "окно" в железнодорожном движении на электрифицированных дорогах и т.д.).

1.6. Руководство предусматривает контроль участков длиной от 3 до 30 км; точность будет тем выше, чем длиннее участок. При минимальной длине участка (3 км) неточность в определении переходного сопротивления может достигать 50%.

1.7. Руководство распространяется на нефтепроводы со всеми видами изоляционных покрытий, предусмотренных ГОСТ 9.015-74 для 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 другими подземными сооружениями, не могут быть проконтролированы. В этом случае следует весь контролируемый участок условно разделить на отдельные участки, не имеющие разветвлений и контактов, и контролировать их независимо друг от друга. Если эти участки имеют длину меньше трех километров, то для обнаружения возможных дефектов в изоляции необходимо использовать искатель повреждений.

ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ

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

1.10. Если среднее удельное электрическое сопротивление грунта вдоль контролируемого участка нефтепровода не превышает 100 Ом·м, то состояние изоляционного покрытия следует определить по формуле

[Ом·м],                                                                                  (1)

где U - смещение разности потенциалов при поляризующем токе контроля, который определяется по номограмме (рис.1). Номограмма построена для переходного сопротивления 10 Ом·м при смещении разности потенциалов 0,4 В в зависимости от диаметра и длины контролируемого участка.

1.11. Если среднее удельное электрическое сопротивление грунта вдоль контролируемого участка нефтепровода превышает 100 Ом·м, то состояние изоляционного покрытия следует определять по формуле

,                                                                                 (2)

где R - конечное переходное сопротивление "нефтепровод-земля", определяемое по номограмме (рис.2) в зависимости от диаметра и среднего удельного электрического сопротивления грунта, Ом·м.

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

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

_______________

* Текст документа соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.

Рис.2. Номограмма для определения конечного переходного сопротивления "нефтепровод-земля"

1.12. Смещение разности потенциала "нефтепровод-земля" определяют по формуле

U=U-U,                   (3)

где U - измеренная разность потенциалов "нефтепровод-земля" (после включения катодной поляризации), В;

U - естественная разность потенциала "нефтепровод-земля" (до включения катодной поляризации), В.

1.13. Среднее удельное электрическое сопротивление грунта вдоль контролируемого участка нефтепровода определяют по формуле