RU2720647C1 - Method of assessing technical condition of insulating coating of underground pipeline section - Google Patents

Method of assessing technical condition of insulating coating of underground pipeline section Download PDF

Info

Publication number
RU2720647C1
RU2720647C1 RU2019138103A RU2019138103A RU2720647C1 RU 2720647 C1 RU2720647 C1 RU 2720647C1 RU 2019138103 A RU2019138103 A RU 2019138103A RU 2019138103 A RU2019138103 A RU 2019138103A RU 2720647 C1 RU2720647 C1 RU 2720647C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pipe
ground
control point
influence
pipeline
Prior art date
Application number
RU2019138103A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Сергей Александрович Никулин
Евгений Львович Карнавский
Original Assignee
Сергей Александрович Никулин
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Сергей Александрович Никулин filed Critical Сергей Александрович Никулин
Priority to RU2019138103A priority Critical patent/RU2720647C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2720647C1 publication Critical patent/RU2720647C1/en

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D5/00—Protection or supervision of installations
    • F17D5/02—Preventing, monitoring, or locating loss
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R27/00—Arrangements for measuring resistance, reactance, impedance, or electric characteristics derived therefrom
    • G01R27/02—Measuring real or complex resistance, reactance, impedance, or other two-pole characteristics derived therefrom, e.g. time constant

Abstract

FIELD: measurement technology.
SUBSTANCE: invention relates to assessment of technical condition of external insulating coating of underground pipelines. Essence: on the main pipeline the area of insulating coating state control between two control points is selected. Operation modes of two cathodic protection stations (CPS) adjacent to the selected section are varied and coefficients of its influence on the value of protective difference of potentials "pipe-ground" at the control point are found. Characteristic resistance is found in selected section (Z) by formula
Figure 00000033
where A21 is coefficient of current CPS No. 2 influence on protective difference of potentials "pipe ground" in control point 1; A11 is coefficient of current CPS No. 1 influence on protective difference of potentials "pipe ground" in control point 1; A12 – coefficient of current CPS No. 1 influence on protective difference of potentials "pipe ground" in control point 2; A22 is coefficient of current CPS No. 2 influence on protective difference of potentials "pipe ground" in control point 2; by value of which state of insulating coating is determined.
EFFECT: shorter time for assessing the technical state of the insulating coating, enabling remote determination of the state of the insulating coating.
1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к области оценки технического состояния наружного изоляционного покрытия подземных трубопроводов и может в частности использоваться при назначении участков трубопроводов к капитальному ремонту изоляционного покрытия.The invention relates to the field of assessing the technical condition of the outer insulation coating of underground pipelines and can be used in particular when assigning sections of pipelines to overhaul the insulation coating.

Известны способы оценки технического состояния покрытия выявлением повреждений изоляционного покрытия подземных трубопроводов путем проведения электрометрических измерений при помощи электродов, устанавливаемых на поверхности грунта, (см. Бэкман В., Швенк В. Катодная защита от коррозии: Справ, изд. пер. с нем. - М.: Металлургия, 1984. - С. 124-131.) или путем определения градиента снижения напряженности магнитного поля, вызванного протеканием по трубопроводу переменного тока инфразвуковой и звуковой частоты (см. Кривдин А.Ю., Лисин В.Н., Пужайло А.Ф., Спиридович Е.А. Бесконтактный измеритель тока в подземных трубопроводах БИТА-1 // Журнал «Газовая промышленность» №11, 2004 г.).Known methods for assessing the technical condition of the coating by detecting damage to the insulation coating of underground pipelines by conducting electrometric measurements using electrodes mounted on the soil surface (see Backman V., Shvenk V. Cathodic protection against corrosion: Reference, ed. Trans. With it. - M .: Metallurgy, 1984. - P. 124-131.) Or by determining the gradient of the decrease in the magnetic field strength caused by the flow of the ultrasonic and sound frequencies through the alternating current pipeline (see Krivdin A.Yu., Lisin V.N., Puzhaylo A.F ., Spiridovich EA, Non-contact current meter in underground pipelines BITA-1 // Journal "Gas industry" No. 11, 2004).

Известны способы определения технического состояния изоляционного покрытия подземного участка трубопровода, заключающиеся в сопоставлении величины наложенного поляризационного потенциала и силы тока, вызвавшего эту поляризацию (см. ГОСТ Р 51 164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. Приложение Д1 - для участка построенного и засыпанного трубопровода и Приложение Д2 - для участка эксплуатируемого трубопровода).Known methods for determining the technical condition of the insulation coating of an underground section of the pipeline, which consist in comparing the magnitude of the applied polarization potential and the current strength that caused this polarization (see GOST R 51 164-98. Steel main pipelines. General requirements for corrosion protection. Appendix D1 - for section of the constructed and filled pipeline and Appendix D2 - for the section of the operated pipeline).

Общим недостатком указанных способов является высокая трудоемкость, связанная с большим объемом трассовых работ по оценке технического состояния, а также их продолжительность.A common disadvantage of these methods is the high complexity associated with a large amount of route work to assess the technical condition, as well as their duration.

Известен способ дистанционного определения технического состояния изоляционного покрытия участка подземного трубопровода, ограниченного точками дренажа двух соседних действующих станций катодной защиты, заключающийся в измерении наложенной разности потенциалов (смещения разности потенциалов) «труба-земля», измерении силы тока на выходе станций катодной защиты, измерении в двух или более точках участка трубопровода на каждом плече защиты станций значений плотности поляризующего тока, определении значений силы тока для левого и правого плеча защиты и последующем расчете переходного сопротивлении покрытия, по значению которого судят о техническом состоянии изоляционного покрытия. При этом принимают, что сила тока, за счет которой происходит поляризация участка трубопровода, равна сумме значений силы тока в соответствующем плече на выходе каждой из станций катодной защиты [см. Патент РФ RU 2626609, кл. F16L 58, опубл. 31.07.2017].A known method for remote determination of the technical condition of the insulation coating of an underground pipeline section, limited by drainage points of two adjacent existing cathodic protection stations, consists in measuring the superimposed potential difference (bias of the potential difference) "pipe-to-ground", measuring the current strength at the output of the cathodic protection stations, measuring at two or more points of the pipeline section on each arm of the station’s protection, the values of the density of the polarizing current, determination of the current strength for the left and right arm of the protection and the subsequent calculation of the transition resistance of the coating, the value of which judges the technical condition of the insulation coating. It is assumed that the current strength due to which the polarization of the pipeline section occurs is equal to the sum of the current values in the corresponding arm at the output of each of the cathodic protection stations [see RF patent RU 2626609, cl. F16L 58, publ. 07/31/2017].

Недостатком данного способа является низкая достоверность способа, вследствие того, что состояние изоляционного покрытия определяется интегрально для всего участка между двумя станциями катодной защиты, клина которого в среднем составляет тридцать километров. Кроме того, необходимо измерять стационарный потенциал трубопровода в точках контроля.The disadvantage of this method is the low reliability of the method, due to the fact that the state of the insulation coating is determined integrally for the entire section between the two cathodic protection stations, the wedge of which averages thirty kilometers. In addition, it is necessary to measure the stationary potential of the pipeline at the control points.

Задачей изобретения является создание способа, позволяющего с достаточной достоверностью, дистанционно или вручную определять техническое состояние изоляционного покрытия подземного трубопровода на определенном его участке.The objective of the invention is to provide a method that allows with sufficient reliability, remotely or manually to determine the technical condition of the insulation coating of an underground pipeline in a specific area.

Технический результат заключается в расширении арсенала дистанционных способов определения технического состояния изоляционного покрытия подземного трубопровода при сохранении необходимой точности и достоверности определяемых при осуществлении заявленного способа параметров, на основании которых судят о техническом состоянии изоляционного покрытия.The technical result consists in expanding the arsenal of remote methods for determining the technical condition of the insulation coating of an underground pipeline while maintaining the necessary accuracy and reliability of the parameters determined during the implementation of the claimed method, based on which the technical state of the insulation coating is judged.

Поставленная задача решается тем, что в способе оценки технического состояния изоляционного покрытия подземного трубопровода, заключающемся в измерении смещения потенциала трубопровода, определении силы тока станций, требуемой для такого смещения потенциала, и последующем расчете переходного сопротивлении покрытия, по которому судят о техническом состоянии изоляционного покрытия, отличающийся тем, что выбирают участок контроля состояния изоляционного покрытия между двумя точками контроля, определяют длину данного участка Lз, изменяют режимы работы двух смежных для выбранного участка станций катодной защиты и находят коэффициенты ее влияния на величину защитной разности потенциалов «труба-земля» в точке контроля (Aij), как отношение приращения защитной разности потенциалов «труба-земля» (Δφi), к приращению силы тока станции катодной защиты (ΔIj) по формуле

Figure 00000001
исходя из условия подобия изменения характеристического сопротивления трубопровода между контрольными точками находят характеристическое сопротивление на выбранном участке (Z) по формуле
Figure 00000002
The problem is solved in that in the method of assessing the technical condition of the insulation coating of an underground pipeline, which consists in measuring the displacement of the potential of the pipeline, determining the current strength of the stations required for such a displacement of the potential, and the subsequent calculation of the transition resistance of the coating, which is used to judge the technical condition of the insulation coating, characterized in that they select a section for monitoring the state of the insulation coating between two control points, determine the length of this section L s , change the operating modes of two cathodic protection stations adjacent to the selected section and find the coefficients of its influence on the value of the protective potential difference "pipe-to-ground" at the point control (A ij ), as the ratio of the increment of the protective potential difference "pipe-to-ground" (Δφ i ) to the increment of the current strength of the cathodic protection station (ΔI j ) according to the formula
Figure 00000001
based on the condition of similarity of the change in the characteristic resistance of the pipeline between the control points, find the characteristic resistance in the selected area (Z) by the formula
Figure 00000002

где А21 - коэффициент влияния силы тока СКЗ№2 на защитную разность потенциалов «труба земля» в точке контроля 1;where A 21 - coefficient of influence of the current strength SKZ№2 on the protective potential difference "pipe ground" at the control point 1;

А11 - коэффициент влияния силы тока СКЗ№1 на защитную разность потенциалов «труба земля» в точке контроля 1;And 11 is the coefficient of influence of the current strength SKZ№1 on the protective potential difference "pipe ground" at the control point 1;

А12 - коэффициент влияния силы тока СКЗ№1 на защитную разность потенциалов «труба земля» в точке контроля 2;And 12 is the coefficient of influence of the current strength SKZ№1 on the protective potential difference "pipe ground" at the control point 2;

А22 - коэффициент влияния силы тока СКЗ№2 на защитную разность потенциалов «труба земля» в точке контроля 2;A 22 - coefficient of influence of the current strength SKZ№2 on the protective potential difference "pipe ground" at the control point 2;

вычисляют переходное сопротивление трубопровода

Figure 00000003
по формуле
Figure 00000004
calculate the transition resistance of the pipeline
Figure 00000003
according to the formula
Figure 00000004

где RT - продольное сопротивление трубопровода, Ом/м;where R T is the longitudinal resistance of the pipeline, Ohm / m;

по величине которого судят о состоянии изоляционного покрытия.the size of which is judged on the condition of the insulation coating.

Способ поясняется на фиг. 1, на которой представлен участок трубопровода длиной в 30 км, с обеспечением электрохимической защиты от двух установок катодной защиты (УКЗ) №8, 9, расположенных соответственно на км 220 и км 250, а также выделен участок контроля изоляционного покрытия между контрольной точкой №1 (КИП№252, км 235) и контрольной точкой №2 (КИП№260, км 240).The method is illustrated in FIG. 1, which shows a section of a pipeline 30 km long, providing electrochemical protection from two cathodic protection installations (UKZ) No. 8, 9, located respectively at km 220 and km 250, and also a section for monitoring the insulation coating between control point No. 1 (KIP№252, km 235) and control point No. 2 (KIP№260, km 240).

Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.

Выбирают контролируемый участок трубопровода, на котором необходимо оценить состояние покрытия, расположенный между двумя точками контроля, в которых установлены контрольно-измерительные пункты, либо оборудование подсистемы дистанционного коррозионного мониторинга. Определяют расстояние в метрах от точки контроля до точки дренажа выбранной станции катодной защиты (СКЗ) между данными точками контроляA controlled section of the pipeline is selected on which it is necessary to assess the state of the coating located between the two control points at which the control and measuring points are installed, or the equipment of the remote corrosion monitoring subsystem. The distance in meters from the control point to the drainage point of the selected cathodic protection station (RMS) between these control points is determined

Поочередно кратковременно изменяют режимы работы двух смежных для выбранного участка станций катодной защиты и вручную или дистанционного, с использованием оборудования дистанционного коррозионного мониторинга, измеряют значения защитной разности потенциалов «труба-земля» в точках контроля (фиг. 1). Находят коэффициенты влияния обеих СКЗ на величину защитной разности потенциалов «труба-земля» в контрольных точках, как отношение приращения защитной разности потенциалов «труба-земля» к приращению силы тока станции катодной защиты по формуле

Figure 00000005
Alternately briefly change the operating modes of two adjacent for the selected site of the cathodic protection stations and manually or remote, using the equipment of remote corrosion monitoring, measure the protective potential difference "pipe-to-ground" at the control points (Fig. 1). The coefficients of the influence of both RMSs on the value of the protective potential difference "pipe-to-ground" at the control points are found as the ratio of the increment of the protective potential difference "pipe-to-ground" to the increment of the current strength of the cathodic protection station according to the formula
Figure 00000005

Исходя из условия подобия изменения характеристического сопротивления трубопровода между контрольными точками находят характеристическое сопротивление на выбранном участке через коэффициенты влияния силы тока обеих СКЗ на величину защитной разности потенциалов «труба-земля» в контрольных точках (фиг. 1), которые по своему физическому смыслу являются сопротивлениями и их отношение можно выразить формуламиBased on the condition of similarity of the change in the characteristic resistance of the pipeline between the control points, find the characteristic resistance in the selected area through the coefficients of the current strength of both RMSs on the value of the protective potential difference "pipe-to-ground" at the control points (Fig. 1), which in their physical sense are resistances and their relationship can be expressed by formulas

Z=Z21-Z11=A21-A11, Ом;Z = Z 21 -Z 11 = A 21 -A 11 , Ohm;

Z=Z12-Z22=A12-A22, Ом.Z = Z 12 -Z 22 = A 12 -A 22 , Ohm.

Отсюда характеристическое сопротивление трубопровода можно вычислить по формуле

Figure 00000006
Hence, the characteristic resistance of the pipeline can be calculated by the formula
Figure 00000006

Вычисляют продольное сопротивление трубопровода RT Ом/м, по формуле

Figure 00000007
The longitudinal resistance of the pipeline R T Ohm / m is calculated by the formula
Figure 00000007

Вычисляют переходное сопротивление трубопровода

Figure 00000008
Ом⋅м, по формулеThe pipeline resistance is calculated
Figure 00000008
Ohm, according to the formula

Figure 00000009
Figure 00000009

Вычисляют сопротивление растеканию тока трубопровода на единицу длины

Figure 00000010
Ом⋅м, по формуле
Figure 00000011
Calculate the resistance to spreading of the pipeline current per unit length
Figure 00000010
Ohm, according to the formula
Figure 00000011

Сопротивление изоляционного покрытия на единицу длины

Figure 00000012
Ом⋅м, определяется по формуле
Figure 00000013
Insulation resistance per unit length
Figure 00000012
Ohm, determined by the formula
Figure 00000013

Сопротивление изоляционного покрытия Rиз Ом⋅м2, определяется по формуле

Figure 00000014
The insulation resistance R of Ohm Rm 2 is determined by the formula
Figure 00000014

Пример.Example.

Необходимо определить сопротивление изоляционного покрытия магистрального газопровода на участке км 235 - км 240. Данный газопровод введен в эксплуатацию в 1988 г., диаметр газопровода 1,22 м, толщина стенки 12 мм, тип изоляционного покрытия - полимерные ленты, марки стали 17Г1С. На км 235 установлен контрольно-измерительный пункт (КИП) №252. Данный КИП будет являться контрольной точкой №1. На км 240 установлен контрольно-измерительный пункт (КИП) №260. Данный КИП будет являться контрольной точкой №2. Выбранный участок находится в зоне защиты двух установок катодной защиты (УКЗ). УКЗ №8 мощностью 1 кВт и с номинальными значениями по силе тока 21А и по напряжению 48 В, располагается на км 220. Сила тока на выходе СКЗ, входящей в состав УКЗ№8, равна 6А. УКЗ №9 мощностью 1 кВт и с номинальными значениями по силе тока 21А и по напряжению 48В, располагается на км 250. Сила тока на выходе СКЗ, входящей в состав УКЗ№9, равна 7А.It is necessary to determine the resistance of the insulation coating of the main gas pipeline in the area of km 235 - km 240. This gas pipeline was commissioned in 1988, the diameter of the gas pipeline is 1.22 m, the wall thickness is 12 mm, the type of insulation coating is polymer tapes, steel grades 17G1S. At km 235, a control and measuring point (KIP) No. 252 is installed. This instrumentation will be a control point number 1. At km 240, a control and measuring point (KIP) No. 260 was installed. This instrumentation will be a control point number 2. The selected site is located in the protection zone of two cathodic protection installations (UKZ). UKZ No. 8 with a capacity of 1 kW and with rated values of current strength 21A and voltage 48 V, is located at km 220. The current strength at the output of the SKZ, which is part of UKZ No. 8, is 6A. UKZ No. 9 with a power of 1 kW and with rated values of current strength 21A and voltage 48V is located at km 250. The current strength at the output of the SKZ, which is part of UKZ No. 9, is 7A.

По результатам сезонных замеров специалистами службы защиты от коррозии эксплуатирующей организации установлено, что защитная разность потенциалов «труба-земля» находится в пределах диапазона, регламентированного ГОСТ Р 51164-98 и равна в точке контроля №1 -0,95 В, а в точке контроля №2 -0,92 В.According to the results of seasonal measurements, the experts of the corrosion protection service of the operating organization found that the protective potential difference "pipe-to-ground" is within the range regulated by GOST R 51164-98 and is equal to the control point No. 1 -0.95 V, and at the control point No. 2 -0.92 V.

Средняя величина удельного электрическое сопротивление грунта выбранном участке равна 50 Ом⋅м.The average value of the electrical resistivity of the soil in the selected area is 50 Ohm⋅m.

Пошагово изменяют режимы работы смежных СКЗ №8 (км 220) и №9(км 250). Увеличивают силу тока на выходе СКЗ№8 с 6А до 7А, контролируют защитную разности потенциалов «труба-земля» в точке дренажа данной станции и отмечают, что ее значение равное -1,9 В не выходит в область недопустимых значений. Не изменяя режимов работы остальных СКЗ, измеряют значение защитной разности потенциалов «труба-земля» в точке контроля №1 равное -1,25 В и в точке контроля №2 равное -1,12 В.Step by step change the operating modes of adjacent VHCs No. 8 (km 220) and No. 9 (km 250). Increase the current strength at the output of SKZ No. 8 from 6A to 7A, control the protective potential difference "pipe-to-ground" at the drainage point of this station and note that its value of -1.9 V does not go into the range of invalid values. Without changing the operating modes of the remaining VHCs, measure the value of the protective potential difference "pipe-to-ground" at the control point No. 1 equal to -1.25 V and at the control point No. 2 equal to -1.12 V.

Возвращают первоначальные режимы смежной СКЗ№8 Повторяют данные процедуры со смежной СКЗ№9 и фиксируют увеличение силы тока на выходе СКЗ с 7А до 8А, и изменение защитной разности потенциалов «труба-земля» в точке контроля №1 равное -1,05 В, в точке контроля №2 равное -1,22 В.Return the initial modes of the adjacent SKZ№8. Repeat these procedures from the adjacent SKZ№9 and record the increase in current strength at the output of the SKZ from 7A to 8A, and the change in the protective potential difference "pipe-to-ground" at the control point No. 1 is -1.05 V, at control point No. 2 equal to -1.22 V.

Коэффициенты влияния СКЗ на величину защитной разности потенциалов «труба-земля» в точке контроля №1 определяют по формуле

Figure 00000015
The coefficients of the impact of the RMS on the value of the protective potential difference "pipe-ground" at the control point No. 1 is determined by the formula
Figure 00000015

Для смежной СКЗ №8

Figure 00000016
For adjacent SKZ No. 8
Figure 00000016

для смежной СКЗ №9

Figure 00000017
for adjacent SKZ No. 9
Figure 00000017

Коэффициенты влияния смежных СКЗ на величину защитной разности потенциалов «труба-земля» в точке контроля №2 определяютThe coefficients of the influence of adjacent RMS on the value of the protective potential difference "pipe-to-ground" at the control point No. 2 determine

для смежной СКЗ №8

Figure 00000018
for adjacent SKZ No. 8
Figure 00000018

для смежной СКЗ №9

Figure 00000019
for adjacent SKZ No. 9
Figure 00000019

Определяют характеристическое сопротивление трубопровода можно вычислить по формулеDetermine the characteristic resistance of the pipeline can be calculated by the formula

Figure 00000020
Figure 00000020

Вычисляют продольное сопротивление трубопровода по формулеThe longitudinal resistance of the pipeline is calculated by the formula

Figure 00000021
Figure 00000021

где ρт - удельное электрическое сопротивление металла трубы, для марки стали 17Г1С равно 2,45 10-7 Ом⋅м.where ρ t is the electrical resistivity of the pipe metal, for steel grade 17G1S it is 2.45 10 -7 Ohm⋅m.

Принимают, что с течением времени данное сопротивление практически неизменное.It is accepted that over time, this resistance is practically unchanged.

Вычисляют переходное сопротивление трубопровода

Figure 00000008
Ом⋅м, по формулеThe pipeline resistance is calculated
Figure 00000008
Ohm, according to the formula

Figure 00000022
Figure 00000022

Вычисляют сопротивление растеканию тока трубопровода на единицу длины на участке №1 по формулеCalculate the resistance to spreading of the pipeline current per unit length in the plot No. 1 according to the formula

Figure 00000023
Figure 00000023

Сопротивление изоляционного покрытия на единицу длины на участке №1 определяют по формулеThe resistance of the insulation coating per unit length in the plot No. 1 is determined by the formula

Figure 00000024
Figure 00000024

Сопротивление изоляционного покрытия на участке №1 определяют по формулеThe resistance of the insulation coating in the plot No. 1 is determined by the formula

Figure 00000025
Figure 00000025

Устанавливают, что переходное сопротивление покрытия на момент проведения электрометрических измерений на контролируемом участке составляло 15500 Ом⋅м2, что соответствует удовлетворительному состоянию полимерного покрытия.It is established that the transition resistance of the coating at the time of electrometric measurements in the controlled area was 15500 Ohm⋅m 2 , which corresponds to a satisfactory state of the polymer coating.

Claims (8)

Способ оценки технического состояния изоляционного покрытия подземного трубопровода, заключающийся в измерении смещения потенциала трубопровода, определении силы тока станций, требуемой для такого смещения потенциала, и последующем расчете переходного сопротивлении покрытия, по которому судят о техническом состоянии изоляционного покрытия, отличающийся тем, что выбирают участок контроля состояния изоляционного покрытия между двумя точками контроля, определяют длину данного участка Lз, изменяют режимы работы двух смежных для выбранного участка станций катодной защиты (СКЗ) и находят коэффициенты ее влияния на величину защитной разности потенциалов «труба-земля» в точке контроля (Aij) как отношение приращения защитной разности потенциалов «труба-земля» (Δφi) к приращению силы тока станции катодной защиты (ΔIj) по формуле
Figure 00000026
исходя из условия подобия изменения характеристического сопротивления трубопровода между контрольными точками находят характеристическое сопротивление на выбранном участке (Z) по формуле
Figure 00000027
The method of assessing the technical condition of the insulating coating of an underground pipeline, which consists in measuring the displacement of the potential of the pipeline, determining the current strength of the stations required for such a displacement of the potential, and then calculating the transient resistance of the coating, which is used to judge the technical condition of the insulating coating, characterized in that the control section is selected the state of the insulation coating between two control points, determine the length of this section L s , change the operating modes of two adjacent cathodic protection stations (SCZ) for the selected section and find the coefficients of its influence on the value of the protective potential difference "pipe-to-ground" at the control point (A ij ) as the ratio of the increment of the protective potential difference "pipe-to-ground" (Δφ i ) to the increment of the current strength of the cathodic protection station (ΔI j ) according to the formula
Figure 00000026
based on the condition of similarity of the change in the characteristic resistance of the pipeline between the control points, find the characteristic resistance in the selected area (Z) by the formula
Figure 00000027
 где А21 - коэффициент влияния силы тока СКЗ№2 на защитную разность потенциалов «труба-земля» в точке контроля 1;where A 21 - coefficient of influence of the current strength SKZ№2 on the protective potential difference "pipe-to-ground" at the control point 1; А11 - коэффициент влияния силы тока СКЗ№1 на защитную разность потенциалов «труба-земля» в точке контроля 1;And 11 is the coefficient of influence of the current strength SKZ№1 on the protective potential difference "pipe-to-ground" at control point 1; А12 - коэффициент влияния силы тока СКЗ№1 на защитную разность потенциалов «труба-земля» в точке контроля 2;A 12 - coefficient of influence of current strength SKZ№1 on the protective potential difference "pipe-to-ground" at the control point 2; А22 - коэффициент влияния силы тока СКЗ№2 на защитную разность потенциалов «труба-земля» в точке контроля 2,A 22 - coefficient of influence of the current strength SKZ№2 on the protective potential difference "pipe-to-ground" at the control point 2, вычисляют переходное сопротивление трубопровода
Figure 00000028
по формуле
Figure 00000029
calculate the transition resistance of the pipeline
Figure 00000028
according to the formula
Figure 00000029
 где RT - продольное сопротивление трубопровода, Ом/м,where R T is the longitudinal resistance of the pipeline, Ohm / m, по величине которого судят о состоянии изоляционного покрытия.the size of which is judged on the condition of the insulation coating.
RU2019138103A 2019-11-25 2019-11-25 Method of assessing technical condition of insulating coating of underground pipeline section RU2720647C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019138103A RU2720647C1 (en) 2019-11-25 2019-11-25 Method of assessing technical condition of insulating coating of underground pipeline section

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019138103A RU2720647C1 (en) 2019-11-25 2019-11-25 Method of assessing technical condition of insulating coating of underground pipeline section

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2720647C1 true RU2720647C1 (en) 2020-05-12

Family

ID=70735120

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019138103A RU2720647C1 (en) 2019-11-25 2019-11-25 Method of assessing technical condition of insulating coating of underground pipeline section

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2720647C1 (en)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8310251B2 (en) * 2007-01-03 2012-11-13 University Of Florida Research Foundation, Inc. System for assessing pipeline condition
RU2469238C1 (en) * 2011-05-31 2012-12-10 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Ухта" Method to assess technical condition of insulation coating of underground pipeline
CN106896299A (en) * 2015-12-17 2017-06-27 中国石油天然气股份有限公司 The method of testing of the insulating properties of pipe-line wrapping device
RU2626609C1 (en) * 2016-05-04 2017-07-31 Акционерное общество "Гипрогазцентр" Method of estimating technical condition of insulating coating of underground pipeline
RU2641794C1 (en) * 2017-07-25 2018-01-22 Акционерное общество "Гипрогазцентр" Method for determination of technical state of underground pipeline insulating coating
RU2697009C1 (en) * 2018-11-14 2019-08-08 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный университет" (ФГБОУ ВО "КубГУ") Method of measuring insulation resistance of pipeline

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8310251B2 (en) * 2007-01-03 2012-11-13 University Of Florida Research Foundation, Inc. System for assessing pipeline condition
RU2469238C1 (en) * 2011-05-31 2012-12-10 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Ухта" Method to assess technical condition of insulation coating of underground pipeline
CN106896299A (en) * 2015-12-17 2017-06-27 中国石油天然气股份有限公司 The method of testing of the insulating properties of pipe-line wrapping device
RU2626609C1 (en) * 2016-05-04 2017-07-31 Акционерное общество "Гипрогазцентр" Method of estimating technical condition of insulating coating of underground pipeline
RU2641794C1 (en) * 2017-07-25 2018-01-22 Акционерное общество "Гипрогазцентр" Method for determination of technical state of underground pipeline insulating coating
RU2697009C1 (en) * 2018-11-14 2019-08-08 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный университет" (ФГБОУ ВО "КубГУ") Method of measuring insulation resistance of pipeline

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN108918405B (en) Online monitoring system and method for corrosion prevention effect of oil well pipeline
Dzhala et al. Determination of components of transient resistance of underground pipeline
RU2720647C1 (en) Method of assessing technical condition of insulating coating of underground pipeline section
RU2626609C1 (en) Method of estimating technical condition of insulating coating of underground pipeline
RU2566112C2 (en) Method for determining heat pipeline leakage point
JP4698318B2 (en) Anticorrosion state monitoring method and system
US6262578B1 (en) Detection and location of current leakage paths and detection of oscillations
JP2004198410A (en) Method for inspecting defect in coated pipe, and method for diagnosing corrosion
Adedeji et al. GUI-Based AC induced corrosion monitoring for buried pipelines near HVTLs
RU2744491C1 (en) Anode grounding unit maintenance timing prediction tool
RU2641794C1 (en) Method for determination of technical state of underground pipeline insulating coating
RU2654012C1 (en) Method for controlling pipeline wrapping under conditions of cathode protection
RU2697009C1 (en) Method of measuring insulation resistance of pipeline
RU2649630C1 (en) Method of detection grounding devices corrosion condition
JP4050433B2 (en) Damage determination apparatus and damage determination method for coated buried metal conductor
JP6866268B2 (en) Method for estimating and predicting the corrosion state of buried metal structures and measuring probe used for it
RU2315329C1 (en) Method of detecting damage of insulation of underground pipeline
JP2005308736A (en) Buried pipe corrosion diagnostic system, and buried pipe corrosion diagnostic method
RU2325583C2 (en) Method of detecting pipeline sections, which are subject to corrosion cracking under stress
RU2244297C1 (en) Method of detection of corrosion on underground pipe lines
Nikulin et al. About the development of a method for remote determination of the underground pipeline insulation coating condition
RU2702061C2 (en) Stationary device for determining point of oil and oil products leakage at pipeline sections using metal probes
Janda et al. A New Approach to Pipeline Integrity–Combining In-Line Inspection and Cathodic Protection Simulation Technology
Dzhala et al. Determination of corrosion rate in places of insulation damage of underground pipelines
JP2006275623A (en) Ground resistance measurement method