На правах рукописиУДК 622.691.4.04.14:620.693/197Меркурьева ирина анатолиевнаРазвитие методов диагностирования изоляционных покрытий нефтегазопроводовСпециальность 25.00.19 – Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищАвтореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наукУхта – 2009 Работа выполнена в филиале Общества с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий» ООО «Газпром ВНИИГАЗ»-«Севернипигаз» и ООО «Газпром трансгаз Ухта» Научный руководитель: кандидат технических наук^ Агиней Руслан Викторович Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор^ Кучерявый Василий Иванович кандидат технических наукМаматкулов Абдуманноп Абдугаффарович Ведущая организация: ОАО «Северные магистральныенефтепроводы» Защита состоится 17 декабря 2009 г. в 1400 часов на заседании диссертационного совета Д 212.291.02 в Ухтинском государственном техническом университете поадресу: 169300, г. Ухта, Республика Коми, ул. Первомайская, 13.С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке УГТУ.Автореферат разослан 14 ноября 2009 г.Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук, доцент Н.М. Уляшева^ Общая характеристика работыАктуальность темы. В период с 1960 по 1970 годы в нашей стране интенсивными темпами построена разветвленная сеть ТП диаметром 1220-1420 мм, изолированных от почвенной коррозии, преимущественно, полимерными лентами трассового нанесения и покрытиями на основе битума, армированного стеклохолстом. В процессе эксплуатации стало очевидным, что данные покрытия из-за несовершенной технологии нанесения и низких показателей механической прочности на ряде участков газопроводов утратили свою работоспособность. Применяемые в настоящее время электрометрические методы, оценивающие защитные свойства изоляции, оказались неэффективны применительно к ленточным покрытиям и связанной с ними проблеме т.н. подпленочной коррозии. При этом возникает необходимость в совершенствовании известных методов, что позволило бы эффективнее выявлять наиболее поврежденные участки нефтегазопроводов с целью коррозионного мониторинга и выборочного ремонта покрытия. Сегодня широкое применение при реконструкции и в новом строительстве нефтегазопроводов большого диаметра получили трубы с покрытием из экструдированных в заводских условиях полимерных материалов. Такие покрытия более совершенны, но, как показывает опыт, и они повреждаются в условиях хранения, транспортировки, монтажа и эксплуатации труб. Для диагностирования заводских покрытий разработан ультразвуковой (УЗ) реверберационный метод, однако он выявляет повреждения при расположении датчика с наружной поверхности трубы, что не позволяет эффективно применять метод для контроля труб хранящихся в штабеле и рекомендовать метод для реализации в составе внутритрубного диагностического комплекса. Это предопределяет необходимость совершенствования методов оценки технического состояния изоляционных покрытий. Работа базируется на результатах научных работ многих ученых и исследователей, среди которых: Н.П. Алешин, В. Бекман, И.Ю. Быков, Л.И. Быков,Л.М. Бреховских, А.Г. Гумеров, Г.А. Воробьева, И.Н. Ермолов, О.М. Иванцов, Ф.М. Мустафин, А.Е. Полозов, В.Н. Протасов, И.Л. Розенфельд, Ю.А. Теплинский, В.В. Харионовский, В. Швенк и др.^ Цель работы. Развитие методов контроля изоляционных покрытий подземных трубопроводов, выявляющих повреждения с поверхности земли и при помощи внутритрубных дефектоскопов.^ Задачи исследования: Обосновать критерии выявления сквозных повреждений в покрытии с учетом условий измерения и параметров электрохимической защиты (ЭХЗ). Разработать способы определения местоположения повреждения покрытия на трубопроводе. Разработать методику прогнозирования дефектообразования покрытий. Разработать ультразвуковую методику и критерии выявления повреждений заводских покрытий изнутри трубопровода для возможности его применения на трубах сложенных в штабель, а также в составе внутритрубного диагностического комплекса. Реализовать методику ультразвукового контроля заводского покрытия труб на промышленном объекте. Оценить экономическую целесообразность и эффективность разработанных решений.^ Научная новизна: - Доказано, что площадь эквивалентного повреждения покрытия Sпов, определяемая по результатам электроизмерений зависит от условий измерения и параметров работы средств ЭХЗ и может быть установлена из выражения:, где - эмпирический коэффициент, определяемый по результатам контрольных шурфований для данного типа покрытия и диаметра трубопровода; - удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м; h– глубина залегания повреждения, м; y– расстояние между электродами сравнения, м; х1, х2 - расстояние от места подключения установок катодной защиты к газопроводу до места измерения; а1, а2 - минимальные расстояния от анодных заземлителей УКЗ до газопровода; I1, I2 - сила тока на выходе УКЗ. - Моделированием установлено, что при трехэлектродной схеме измерения градиентов потенциала на многониточной системе трубопроводов, градиент, характеризующий повреждение исследуемого трубопровода, определяется вычитанием измеренных градиентов. - Впервые для определения местоположения повреждения на трубопроводе при электрометрических измерениях предложен коэффициент неоднородности поля катодного тока. - Впервые расчетным путем установлены и подтверждены на лабораторных образцах критерии ультразвуковой реверберационной методики при проведении контроля со стороны металла труб при возможном изменении его толщины.^ Основные защищаемые положения: Методика учета условий измерения и параметров ЭХЗ при интерпретации результатов выявления повреждений покрытия электроизмерениями; Способы определения местоположения дефекта покрытия по окружности трубопровода; Методика адаптации линейных координат электроизмерений к координатам геолого-инженерных изысканий для точного установлении места повреждения покрытия; Методика прогнозирования дефектообразования покрытия трубопроводов; Критерии ультразвуковой реверберационной методики диагностирования покрытия при контроле со стороны металла трубы. ^ Практическая ценность работы заключается в развитии дистанционных методов выявления повреждений покрытия длительно эксплуатируемых трубопроводов потенциально опасных для коррозионного состояния металла трубы, а также в разработке ультразвуковой методики контроля заводских покрытий, адаптированной для контроля прикромочных областей покрытия труб сложенных в штабель. Установленные критерии УЗ методики являются предпосылками для разработки внутритрубных снарядов нового поколения, способных оценивать состояние покрытия. Методика ультразвукового контроля реализована при освидетельствовании заводского покрытия более чем двух тысяч труб ненормативного хранения, предназначенных для газификации Камчатской области. В результате внедрения установлена возможность использования труб для строительства газопроводов, предложены наиболее эффективные способы ремонта повреждений покрытия. По результатам выполненных исследований разработан и утвержден Стандарт организации «Газпром трансгаз Ухта» СТО 00159025-60.30.21-21.1.2007 «Методика акустического контроля покрытий с внутренней поверхности труб». Стандарт введён 20.12.2007 г. и применяется на объектах ООО «Газпром трансгаз Ухта».Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: 7-ой Международной научно-технической конференции «Новые материалы и технологии в машиностроении», Брянск, 2007 г.; II Международной конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее» (GTS-2007), ООО «ВНИИГАЗ», г. Москва, 2007 г.; Международной конференции «Целостность и прогноз технического состояния газопроводов» (PITSO-2007), ООО «ВНИИГАЗ», г. Москва, 2007 г.; Международной молодежной научно-технической конференции «Севергеоэкотех», УГТУ, г. Ухта, 2008, 2009 гг.; Конференции сотрудников и преподавателей УГТУ, г. Ухта, 2008, 2009 гг.; В XV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ООО «ТюменьНИИгипрогаз» «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири – 2008», г. Тюмень, 2008 г.; Научно-технических семинарах кафедры ПЭМГ Ухтинского государственного технического университета в 2008, 2009 гг.; «Рассохинских чтениях», посвященных памяти профессора Г.В. Рассохина, УГТУ, г. Ухта, 2009 г. 3-й Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы трубопроводного транспорта Западной Сибири», ТюмГНГУ, г. Тюмень, 2009 г.Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 работ, из них 6 - в ведущих рецензируемых изданиях, включенных в перечень ВАК России.^ Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения. Содержит 150 страниц текста, 91 рисунок, 25 таблиц, список литературы из 121 наименования и приложение.^ Содержание работыВо введении обоснованы актуальность и значимость выбранной темы, степень ее разработанности, охарактеризованы научно-методические пути ее решения.^ В первой главе «Анализ состояния средств и методов выявления повреждений изоляционных покрытий подземных трубопроводов» проанализированы факторы, приводящие к дефектообразованию покрытий длительно эксплуатируемых трубопроводов, выполненных из полимерных лент и битумных материалов. Автором они разделены на три группы: грунтовые условия, что связано с изменением свойств грунтов в процессе строительства и естественными изменениями теплового режима (циклическое влагонасыщение и высыхание, замерзание и оттаивание грунтов, оползневые процессы); электрохимическая защита, которая контролирует явление катодного отслаивания, при этом интенсивность последнего зависит от длительности поляризации, плотности тока и физико-химических свойства грунта; качество строительства, зависящее от характеристики материала покрытия, его конструкции, технологии и качества нанесения, времени от момента нанесения покрытия до засыпки трубопровода, конструкции балластировки и особенностей ее взаимодействия с покрытием на трубе. На основе анализа данных идентификации повреждений покрытия установлено, что все повреждения наиболее массового типа покрытия труб из полимерных лент можно разделить на три группы: сквозные повреждения; отслаивания и сдвиг покрытия. Рассмотрены электрометрические (ЭМ) методы диагностирования покрытий длительно эксплуатируемых трубопроводов, теоретическую основу которых заложили ученые ФРГ Вальтер фон Бекман (Рургаз АГ), Вильгельм Швенк (институт Маннесман), в частности метод интенсивных электроизмерений. Однако методу присущ ряд недостатков, который не позволяет эффективно его использовать при коррозионном мониторинге трубопроводов, а именно: низкая точность определения площади повреждения покрытия, недостаточная разработанность методик определения местоположения повреждения по окружности трубы, низкая приспособленность метода для контроля многониточных трубопроводов. Это снижает информативность и ценность полученных измерений при назначении ремонтных мероприятий. Исследованиями Ю.А. Теплинского и И.Ю. Быкова установлено, что во время транспортировки, хранения и монтажа труб с заводских покрытием, последние также подвергаются воздействию негативных факторов, приводящих к сдвигу и отслаиванию кромок покрытия. Специалистами филиала института ООО «Газпром ВНИИГАЗ»-«Севернипигаз» разработан и запатентован метод УЗ диагностирования заводского покрытия труб. Метод работает только при установке УЗ датчика со стороны покрытия, что не позволяет диагностировать трубы, сложенные в штабель при их хранении и предложить метод для применения в составе внутритрубного ультразвукового комплекса. Таким образом, для обеспечения безаварийной эксплуатации трубопроводов и назначения ремонтных мероприятий, необходима разработка эффективных методов диагностирования изоляционного покрытия, что и являлось целью работы.^ Во второй главе «Совершенствование методик по прогнозированию повреждений в покрытиях трубопроводов» автором показано, что при ЭМ измерениях разность потенциалов между двумя электродами сравнения для повреждения покрытия круглой формы (при условии D, (1) где D – диаметр повреждения, м; - разность потенциалов (градиент), мВ; – сила тока в месте измерения, А; - удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м; t – глубина повреждения от поверхности земли, м; y – расстояние между электродами сравнения, м (рис. 1). Рис. 1. Схема измерения поперечного градиента потенциалов при определении площади повреждения покрытия Из формулы (1) следует, что зависит от силы тока в месте измерения, удельного электрического сопротивления грунта, глубины прокладки трубопровода, расстояния между электродами сравнения. Очевидно, что из двух значений градиента потенциала, характеризующих одинаковые по площади повреждения покрытия, большее значение будет иметь величина, фиксируемая ближе к точке подключения катодной защиты к трубопроводу и при большем значении тока на выходе катодной станции. Для элиминирования указанной погрешности, оценку повреждения покрытия, выполняют с учетом потенциала трубы при включенных и выключенных станциях защиты, однако это усложняет проведение измерений. Для расчета площади повреждения по результатам измерения градиентов потенциала автором введено понятие коэффициента пропорциональности и параметра учитывающего условия измерения и работу средств ЭХЗ в месте измерения: (2) где - безразмерный коэффициент, определяемый по результатам контрольных шурфований для данного типа покрытия и диаметра трубопровода; (3) где - сопротивление грунта на участке измерения, Ом; - плотность натекающего в повреждение тока, А/м2. Для определения сопротивления , преобразуем выражение (1), перенеся параметры среды в правую часть, а параметры, зависящие от работы СКЗ - в левую:. (4) Тогда выражение (2) с учетом (3) и (4), при расположении участка трубопровода между двумя станциями катодной защиты, примет вид: (5) Для примера на рис. 2 представлены результаты измерения параметров и расчета площади повреждения покрытия на участке МГ, км 14,7-18,7 при =1,0510-2. k, В/м2; r, Ом; j, мА/м2l, м Sпов, м2l, мРис. 2. Зависимости измеряемых и расчетных параметров на участке газопровода МГ, км 14,7-18,7: 1 – градиент потенциалов, 2 – расчетная плотность тока, j, 3 –электрическое сопротивление грунта, r; 4 – параметр k; 5 – расчетная площадь повреждений покрытия, Sпов. Для учета тока, натекающего на параллельно проложенный трубопровод, разработаем модель, которая обладает следующими характеристиками (рис. 3): точечные сквозные повреждения расположены на средней образующей параллельно проложенных трубопроводов, обращенной к общему анодному заземлению их системы катодной защиты; изоляционное покрытие непроницаемо для электрического тока; сторонние источники и потребители тока отсутствуют; грунт однороден и изотропен.Рис. 3. Эквивалентная электрическая схема модели Так, показания милливольтметра 1, являются функцией силы тока протекающего на участке измерения: U1=f(Iобщ). (6) Показания прибора 2, являются функцией U2=f(I2). Соответственно, расчетное значение Uрас, характеризующее интенсивность натекания тока в дефект 1, является функцией от силы тока I1 Uрас=f(I1). Т.к. Iобщ = I2+ I1 или I1= Iобщ – I2, для принятой модели расчетное значение Uрас, определяется как: Uрас= U1 - U2. Кроме этого с практической точки зрения важно уточнить местоположение дефекта по отношению к вертикальной оси трубопровода (слева или справа), для снижения объемов земляных работ при идентификации. Зная об асимметричности электрического поля вокруг трубопровода, можно расположить электроды не симметрично относительно оси трубопровода, а по одну сторону от оси МГ ближе к анодному заземлению. Показания вольтметров определятся уравнением 6. Причем в случае бездефектного (или пористого) покрытия показания, приведенные к единому значению разноса электродов будут равны, т.к. электрическое поле в пределах расстановки электродов однородно. В случае расположения единичного дефекта наблюдается возмущение поля, которое можно определить через коэффициент неоднородности поля: = , (7) где U1/ U2 и Uф1/ Uф2 –отношение расчетных и измеренных разностей потенциалов при заданном разносе электродов. При значении коэффициента неоднородности ниже 0,1 поле считается однородным, при большем значении поле неоднородно и дефект расположен со стороны установки электродов. Для определения U1/ U2 при разносе второго электрода 5 м можно использовать график (рис. 4). t=1 м t=2 м t=3 мРис. 4. Зависимость отношения U1/U2 от удаления электрода первого для разной глубины прокладки трубопровода t Как правило, точность определения координат точек интенсивных электроизмерений невысока, поэтому для того чтобы эти результаты можно было практически использовать, необходимо адаптировать эти координаты к системе координат геолого-инженерных изысканий в следующей последовательности: Отмечают координаты контрольных точек, фиксируемых как на геологическом разрезе, так и на данных интенсивной электрометрии - река, ручей и т.д. Разбивают исследуемый участок газопровода на отрезки протяженностью 0,5 - 2,0 км ограниченные контрольными реперами. Определяют координаты точек измерения интенсивным методом внутри отрезка с соответствующим шагом измерения S (обычно 5 м): Х: х0, х1 ... хm - координаты точек базового ряда (по данным инженерно-геологических изысканий), хi – хi-1 =S, где i[0;m]; Y: у0, у1 ... уп - координаты по результатам ЭМ, уj – уj-1= S, где j[0;n]. Приравнивают координаты контрольных реперов ряда Y(у0, уп) к координатам ряда Х (х0, хm), для этого изменяют шаг S ряда Y таким образом, чтобы обеспечить соответствие привязок реперов с базовым рядом. Вычисляют координаты промежуточных рядов ХI и YI по формулам уIi=уi - у0 (8) xIi=xi - x0 (9) Определяют коэффициент несоответствия: К=хIm / уIп (10) Рассчитывают скорректированные значения координат ряда УII: уIIi = yIiК-х0 (11) Для определения предрасположенности участка МГ к дефектообразованию покрытия предложены повреждающие факторы (рис. 5). Факторы, влияющие на повреждаемость покрытийСквозные дефекты Дефекты сдвига Отслаивание 1. Глубина заложения трубопровода, м 1. Плотность грунта ненарушенной структуры 1. Текучесть грунта2. Характеристика покрытия 2. Показатель текучести 2. Пластичность грунта3. Температура нанесения изоляции, град. С 3. Тангенс угла внутреннего трения 3. Угол наклона трассы, град4. Время с момента нанесения до засыпки МГ 4. Сцепление грунта, кПа 4. Угол поворота трассы, град5. УГВ, м 5. Глубина заложения трубопровода, м 5. Уровень грунтовых вод (УГВ), м6. Плотность грунта ненарушенной структуры 6. УГВ, м 6. Величина сезонных изменений УГВ, м7. Поляризационный потенциал, В 7. Угол наклона трассы, град 7. Наличие и тип балластировки8. Расстояние до УКЗ, м 8. Угол поворота трассы, град 8. Наличие защиты трубы9. Расстояние от анода до трубопровода, м 9. Характеристика покрытия 9. Характеристика покрытия10. Температура продукта, град. С 10. Диаметр трубопровода, мм 10. Величина воронок напряжения, мВРис. 5. Классификация факторов, вызывающих различные типы повреждения покрытия Критерием высокой вероятности наличия повреждений покрытия является превышение индексом состояния покрытия (ИСП) критериального значения 10-3: =, (12) где – индекс i-того фактора, обуславливающего образование повреждения покрытия. Система индексов для каждого фактора разработана на основе анализа состояния покрытия при капитальном ремонте МГ. На рис. 6 представлен пример расчета индексов на участке МГ, 15,07-15,4 км.Рис. 6. Эпюры вероятного состояния изоляционного покрытия^ В третьей главе «Разработка методики определения повреждений в покрытиях с возможностью ее применения в составе внутритрубных дефектоскопов» предложена модель двухслойной конструкции, имитирующая покрытие наклеенное на металл трубы, состоящая из слоев А и Б. УЗ колебания вводятся в слой А, при этом слой А имеет больший характеристический импеданс, чем слой Б (рис. 7).Рис 7. Процесс распространения УЗ волн в модели: а) наличие акустического контакта между слоями А и Б; б) отсутствие акустического контакта между слоями А и Б; 1 – введенная УЗ волна; 2 – волны, распространяющиеся в слое А; 3 – волны, распространяющиеся в слое Б Время Б А Время а) б) 1 – зондирующий импульс; 2 – эхо-сигналы; 3 – огибающая эхо-сигналов; 4 – эхо-сигналы при распространении акустической волны в слое А; 5 – эхо-сигналы при распространении акустической волны в слое Б Рис. 8. Импульсы на экране дефектоскопа при распространенииакустической волны: а) в слое А; б) в слоях А и Б при наличии контакта Расчетным путем выбран ПЭП с рабочей частотой 5,0 МГц, диаметром пьезопластины 10 мм, который обеспечивает устойчивую реверберацию сигнала при толщине стенки трубы около 8,0 мм. Для определения критериев состояния покрытия изготавливают четыре образца из фрагментов металла трубы и покрытием разной толщины (табл. 1). Таблица 1 – Характеристики образцов для лабораторных испытаний Параметр Образец №1 Образец №2 Образец №3 Образец №4 Толщина металла, мм 12,0 12,0 19,0 12,0 Общая толщина покрытия, мм в т.ч. полиэтилена сополимера этилена 3,0 2,5 0,5 5,0 4,5 0,5 5,0 4,5 0,5 5,0 4,5 0,5 Размеры покрытия, мммм 8050 8050 12080 5050 Размеры металла, мммм 8050 8050 12080 8050 Диаметр искусственных дефектов покрытия, мм 18,0 и 7,0 25,0 и 10,0 30,0; 20,0 и 10,0 15,0 Шероховатость поверхности металла, Rz 20 100 20 20 В результате получена серия осциллограмм экрана дефектоскопа (рис. 9) на основе которых разработаны критерии выявления отслоений покрытия при различных толщинах металла (табл. 2). Способ позволяет выявлять отслаивания диаметром более 7 мм с точностью определения границы - 1-2 мм. а) б) г) в)д) е) Длина пробега импульса, мм Длина пробега импульса, ммРис. 9. Осциллограммы УЗ дефектоскопа в процессе сканирования фрагментов образцов 1 (а и б), 2 (в и г), 3 (д и е): а, в, д – бездефектный участок; б, г, е – центр наибольшего повреждения покрытия Таблица 2 – Критерии выявления нарушения соединения полимерного покрытия с металлическими трубами Толщина стенки трубы, мм Шероховатость поверхности трубы, Rz Толщина покрытия, мм Диаметр дефекта, мм Критерии Дефект Бездефектная область Рn/Рn+1 n Рn/Рn+1 n 12 20 3,0 7 20 0,55 - 0,60 5-8 0,45 - 0,50 3-4 100 5,0 10 25 0,55 - 0,60 5-9 0,45 - 0,50 3-4 20 5,0 более 25 15 0,80 - 0,70 6-11 0,30 - 0,35 2-3 19 20 5,0 10 20 30 0,40 - 0,45 3-5 0,30 - 0,37 2-3 ^ В четвертой главе «Промышленное внедрение ультразвуковой методики аттестации покрытия труб» представлены результаты аттестация более чем 2700 труб с заводским покрытием из экструдированного полиэтилена, предназначенных для строительства системы газоснабжения г. Петропавловск-Камчатский. Трубы хранились на открытых площадках и в трассовых условиях в течение 8-10 лет и требовали проведения обследования покрытия перед их применением. Разработана технология диагностирования покрытия труб с учетом того, что степень развития дефектности покрытия труб зависит от времени их сверхнормативного хранения (большинство заводов-изготовителей устанавливают нормативный срок хранения в пределах от 6 до 12 месяцев), диаметра труб, типа покрытия, климатических условий хранения (колебаний температуры окружающего воздуха) и места нахождения труб в штабеле (верхний ярус или нижний). Использование разработанных критериев для локализации повреждений контролем изнутри труб позволило эффективно применить УЗ методику на трубах уложенных в штабель. Установлено, что наиболее характерным повреждением покрытия является отслаивание на кромке, при этом дефектный участок покрытия подлежит удалению. Последующую изоляцию металла труб предложено выполнять после сварки монтажных стыков с помощью необходимого количества термоусаживающихся муфт. Статистическая обработка результатов исследования показала, что во время ремонта при удалении фрагмента дефектного покрытия можно использовать результаты, измеренные металлическим индентором толщиной около 0,8 мм для ускорения дефектовки (рис. 10). Ширина удаляемого участка увеличена на 100 ммШирина удаляемого участка увеличена на 25 ммОсевая ширина отслаивания, ммРис. 10. Зависимость абсолютной погрешности (в мм) при измерениях осевой ширины отслаивания индентором от осевой ширины, измеренной ультразвуковым методом При этом если ширина отслаивания составляет до 100 мм, для вычисления ширины удаляемого фрагмента покрытия к измеренной ширине необходимо прибавить 25 мм, 100-200 мм – 50 мм, более 200 мм – 100 мм. Доказано, что в этом случае с вероятностью 0,98 удаляется весь дефектный участок.^ В пятой главе «Оценка эффективности новых электрометрических способов контроля изоляционных покрытий» проведена оценка инвестиционной привлекательности проекта внедрения новой выборочно-детализированной технологии интенсивных измерений (рис. 11). Эффект достигается за счет ожидаемого снижения затрат на ликвидацию аварийных отказов вследствие уменьшения их числа за вычетом расходов на реализацию предлагаемой технологии и ремонт выявленных повреждений.Рис. 11. Алгоритм выборочно-детализированной технологии интенсивных измерений Расчет показал, что экономический эффект от внедрения на участке МГ Пунга-Ухта-Грязовец, 0,5-25 км, составляет более 8 млн. руб.^ Основные выводы: Установлено, что на точность определения размера повреждения в покрытии влияют условия измерений – сила тока натекающего в повреждение изоляции, глубина заложения трубопровода, удельное электрическое сопротивление грунта. Предложены дистанционные способы, п