RU2641794C1 - Method for determination of technical state of underground pipeline insulating coating - Google Patents
Method for determination of technical state of underground pipeline insulating coating Download PDFInfo
- Publication number
- RU2641794C1 RU2641794C1 RU2017126824A RU2017126824A RU2641794C1 RU 2641794 C1 RU2641794 C1 RU 2641794C1 RU 2017126824 A RU2017126824 A RU 2017126824A RU 2017126824 A RU2017126824 A RU 2017126824A RU 2641794 C1 RU2641794 C1 RU 2641794C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- potential
- geomagnetic field
- displacement
- magnitude
- Prior art date
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
Landscapes
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
- Prevention Of Electric Corrosion (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано при определении технического состояния изоляционного покрытия участков подземных трубопроводов, подверженных воздействию геомагнитно-индуцированного тока.The invention relates to pipeline transport and can be used to determine the technical condition of the insulation coating of sections of underground pipelines exposed to geomagnetic induced current.
Известны способы оценки технического состояния покрытия подземных трубопроводов путем выявления повреждений изоляционного покрытия с помощью проведения электрометрических измерений напряженности поля катодной защиты с использованием электродов, устанавливаемых на поверхности грунта (Бэкман В., Швенк В. Катодная защита от коррозии. Справ. изд. пер. с нем. - М.: Металлургия, 1984. - С. 124-131).Known methods for assessing the technical condition of the coating of underground pipelines by detecting damage to the insulation coating by conducting electrometric measurements of the field strength of the cathodic protection using electrodes mounted on the soil surface (Backman V., Shvenk V. Cathodic protection against corrosion. Reference ed. German .-- M .: Metallurgy, 1984. - S. 124-131).
Недостатком способов является высокая трудоемкость, связанная с большим объемом трассовых работ при контроле протяженных участков.The disadvantage of this method is the high complexity associated with a large amount of route work when monitoring extended sections.
Известен способ определения технического состояния изоляционного покрытия построенного и засыпанного участка трубопровода, заключающийся в катодной поляризации участка и определении состояния изоляционного покрытия по смещению потенциала с омической составляющей (разности потенциалов «труба-земля») при определенной расчетной силе поляризующего тока, вызывающей это смещение (ГОСТ Р 51 164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. Приложение Д1).There is a method for determining the technical condition of the insulation coating of a constructed and filled pipeline section, which consists in cathodic polarization of the section and determining the state of the insulation coating by the bias of the potential with the ohmic component (potential difference "pipe-to-ground") at a certain calculated polarizing current force causing this bias (GOST P 51 164-98. Steel main pipelines - General requirements for corrosion protection. Appendix D1).
Недостатком способа является сложность применения способа для действующих трубопроводов, обусловленная тем, что рассматриваемый участок должен быть электрически изолирован от трубопровода.The disadvantage of this method is the difficulty of applying the method for existing pipelines, due to the fact that the considered section must be electrically isolated from the pipeline.
Известен способ определения технического состояния изоляционного покрытия при эксплуатации трубопровода путем определения переходного сопротивления покрытия, заключающийся в отключении станций катодной защиты на обследуемом участке, измерении естественного потенциала трубопровода относительно грунта, включении одной станции катодной защиты, измерении силы тока на выходе станции, определении смещения потенциала трубопровода в пределах действия этой станции и последующем расчете переходного сопротивления покрытия (ГОСТ Р 51 164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. Приложение Д2).A known method for determining the technical condition of the insulation coating during operation of the pipeline by determining the transition resistance of the coating, which consists in turning off the cathodic protection stations in the surveyed area, measuring the natural potential of the pipeline relative to the ground, turning on one cathodic protection station, measuring the current strength at the station output, determining the displacement of the pipeline potential within the limits of this station and the subsequent calculation of the transition resistance of the coating (GOST R 51 164-98. T uboprovody steel backbone. General requirements for corrosion protection. Appendix A2).
Недостатком способа является высокая трудоемкость, связанная с необходимостью проведения продолжительных (с учетом процессов поляризации-деполяризации) трассовых работ, а также сложность определения границ действия включаемой станции катодной защиты, что снижает его точность.The disadvantage of this method is the high complexity associated with the need for long (taking into account the polarization-depolarization processes) route work, as well as the difficulty of determining the boundaries of the action of the included cathodic protection station, which reduces its accuracy.
Наиболее близким к предлагаемому способу является способ оценки технического состояния изоляционного покрытия подземного трубопровода (Патент РФ 2469238). В способе определяют марку стали труб, из которой выполнен трубопровод, и типы грунта на глубине заложения трубопровода. В лабораторных условиях последовательно измеряют значения естественной разности потенциалов «металл-грунт» при помощи образцов стали, марка которой идентична марке стали труб на контролируемом участке, помещенных в грунт, идентичный по типу грунту в месте прокладки трубопровода. Определяют разность потенциалов «труба-земля», значения силы тока на выходе станции катодной защиты и смещение защитного потенциала. На основании полученных данных определяют переходное сопротивление изоляции, по значению которого судят о техническом состоянии контролируемого участка трубопровода.Closest to the proposed method is a method for assessing the technical condition of the insulation coating of an underground pipeline (RF Patent 2469238). The method determines the grade of steel of the pipes from which the pipeline is made, and the types of soil at the depth of the pipeline. In laboratory conditions, the values of the natural potential difference “metal-soil” are successively measured using steel samples, the grade of which is identical to the steel grade of pipes in the controlled area, placed in soil, identical in type to the soil at the site of the pipeline. The potential difference "pipe-to-ground", the value of the current strength at the output of the cathodic protection station and the offset of the protective potential are determined. Based on the data obtained, the transition resistance of the insulation is determined, the value of which is used to judge the technical condition of the controlled section of the pipeline.
Недостатком указанного способа является высокая трудоемкость, обусловленная необходимостью определения смещения потенциала на всех контрольно-измерительных пунктах рассматриваемого участка, а также необходимостью получения данных о марке стали труб, типе грунтов на рассматриваемом участке трубопровода и результатов лабораторных измерений естественного потенциала образцов из стали разных марок относительно грунтов разных типов.The disadvantage of this method is the high complexity, due to the need to determine the potential displacement at all control points of the considered section, as well as the need to obtain data on the grade of pipe steel, type of soil in the considered section of the pipeline and the results of laboratory measurements of the natural potential of samples of steel of different grades relative to the soil different types.
Задача предлагаемого изобретения состоит в создании способа определения сопротивления изоляционного покрытия подземного трубопровода за счет определения и анализа параметров геомагнитно-индуцированных токов, возникающих в трубопроводе под влиянием вариаций геомагнитного поля, ведущего к снижению трудоемкости выполнения работ.The objective of the invention is to create a method for determining the resistance of the insulation coating of an underground pipeline by determining and analyzing the parameters of geomagnetic induced currents that occur in the pipeline under the influence of variations of the geomagnetic field, leading to a decrease in the complexity of the work.
Поставленная задача решается тем, что в известном способе определения технического состояния изоляционного покрытия подземного трубопровода, включающем определение смещения потенциала трубопровода и последующий расчет переходного или удельного сопротивления изоляционного покрытия, согласно изобретению измерение смещения потенциала проводят на протяжении определенного промежутка времени в период возмущений геомагнитного поля, на протяжении того же промежутка времени синхронно проводят измерение вариаций геомагнитного поля в точке, удаленной от трубопровода, определяют величину изменения смещения потенциала и величину соответствующего изменения геомагнитного поля в точке, удаленной от трубопровода, расчет переходного сопротивления изоляционного покрытия производят на основании измеренных значений изменений во времени смещения потенциала трубопровода и соответствующих изменений геомагнитного поля в точке, удаленной от трубопровода.The problem is solved in that in the known method for determining the technical condition of the insulating coating of an underground pipeline, which includes determining the displacement of the potential of the pipeline and the subsequent calculation of the transitional or specific resistance of the insulating coating, according to the invention, the measurement of the displacement of the potential is carried out over a certain period of time during the disturbances of the geomagnetic field, over the same period of time synchronously measure the variations of the geomagnetic field at at a point remote from the pipeline, the magnitude of the change in the potential displacement and the magnitude of the corresponding change in the geomagnetic field at a point remote from the pipeline are determined, the transition resistance of the insulation coating is calculated based on the measured values of the changes in time of the displacement of the potential of the pipeline and the corresponding changes in the geomagnetic field at a point remote from the pipeline.
В качестве пояснения приводим следующее. Геомагнитно-индуцированный (теллурический) ток - изменяющийся во времени электрический ток, образующийся в грунте, а также в подземных стальных трубопроводах и других протяженных в пространстве проводниках под влиянием вариаций геомагнитного поля и связанных с этим изменений электрического поля на поверхности Земли. Наличие геомагнитно-индуцированного тока приводит к изменениям во времени потенциала поляризации трубопроводов. Величина изменения потенциала поляризации и сила геомагнитно-индуцированного тока в данной точке трубопровода связана с напряженностью внешнего электрического поля и зависит от ряда параметров, в числе которых сопротивление изоляционного покрытия участка трубопровода. Следовательно, если известны величина изменения потенциала поляризации в точке с определенной линейной координатой и величина изменения напряженности внешнего электрического поля, оценка которой может быть проведена на основе информации о вариациях геомагнитного поля в точке, удаленной от трубопровода, то с помощью соответствующих математических соотношений может быть рассчитано сопротивление изоляционного покрытия участка трубопровода.As an explanation, we cite the following. Geomagnetically induced (telluric) current is a time-varying electric current generated in the ground, as well as in underground steel pipelines and other conductors extended in space under the influence of variations of the geomagnetic field and the associated changes in the electric field on the Earth's surface. The presence of geomagnetic induced current leads to changes in time of the polarization potential of pipelines. The magnitude of the change in the polarization potential and the strength of the geomagnetic induced current at a given point in the pipeline is related to the strength of the external electric field and depends on a number of parameters, including the resistance of the insulation coating of the pipeline section. Therefore, if the magnitude of the change in the polarization potential at a point with a certain linear coordinate and the magnitude of the change in the strength of the external electric field, which can be estimated on the basis of information on variations of the geomagnetic field at a point remote from the pipeline, are known, then using the corresponding mathematical relations, we can calculate insulation coating resistance of the pipeline section.
На фиг. 1 представлена схема определения величины изменения потенциала поляризации U по результатам измерения потенциала поляризации на протяжении определенного промежутка времени. Изменения потенциала во времени связаны с наличием геомагнитно-индуцированного тока в трубопроводе.In FIG. Figure 1 shows a diagram for determining the magnitude of a change in the polarization potential U from the results of measuring the polarization potential over a certain period of time. Changes in potential over time are associated with the presence of a geomagnetic induced current in the pipeline.
На фиг. 2 представлена схема определения величины изменения перпендикулярной к трубопроводу горизонтальной компоненты вектора индукции магнитного поля B0 в точке, удаленной от трубопровода на расстояние, на котором магнитное поле тока, протекающего в рассматриваемом трубопроводе (и других проводниках), не оказывает влияния на результаты измерений магнитного поля.In FIG. 2 is a diagram for determining the magnitude of the change in the horizontal component of the magnetic field induction vector B 0 , perpendicular to the pipeline, at a point remote from the pipeline by the distance at which the magnetic field of the current flowing in the pipeline in question (and other conductors) does not affect the measurement results of the magnetic field .
На фиг. 3 представлена схема графического решения уравнения (2) для определения проводимости изоляционного покрытия на единицу длины трубопровода на основании результатов измерения U и B0.In FIG. 3 is a diagram of a graphical solution of equation (2) for determining the conductivity of an insulation coating per unit length of a pipeline based on the measurement results of U and B 0 .
На фиг. 4 представлен график зависимости потенциала поляризации U от времени t. Изменения потенциала связаны с наличием геомагнитно-индуцированного тока в трубопроводе.In FIG. 4 is a graph of the dependence of the polarization potential U on time t. Potential changes are associated with the presence of a geomagnetic induced current in the pipeline.
На фиг. 5 представлен график зависимости от времени t перпендикулярной к трубопроводу горизонтальной компоненты вектора индукции геомагнитного поля B0 в точке, удаленной от трубопровода на 50 м.In FIG. 5 is a graph of time versus time t of the horizontal component of the geomagnetic field induction vector B 0 at a point 50 m away from the pipeline.
На фиг. 6 представлен график зависимости ƒ(Y) для значений параметров, рассмотренных в примере применения предлагаемого способа определения технического состояния изоляционного покрытия подземного трубопровода.In FIG. 6 is a graph of the dependence ƒ (Y) for the parameter values considered in the example of application of the proposed method for determining the technical condition of the insulation coating of an underground pipeline.
Способ реализуется следующим образом. Определяют положение границ и длину L участка трубопровода, подверженного воздействию геомагнитно-индуцированного тока. Выбирают точку измерения, расположенную между границей и серединой рассматриваемого участка трубопровода, подверженного воздействию геомагнитно-индуцированного тока. В выбранной точке с линейной координатой x относительно начала рассматриваемого участка на протяжении определенного промежутка времени с заданным шагом измеряют смещение потенциала трубопровода относительно грунта U. На протяжении того же промежутка времени с заданным шагом проводят определение перпендикулярной к трубопроводу горизонтальной компоненты вектора индукции геомагнитного поля B0 в точке, удаленной от трубопровода на расстояние, на котором геомагнитное поле тока, протекающего в рассматриваемом трубопроводе (и других проводниках), не оказывает влияния на результаты измерений. Для определения B0 используют данные стационарных пунктов измерения геомагнитного поля после соответствующего пересчета с учетом ориентации трубопровода относительно сторон света либо выполняют измерения непосредственно указанной компоненты B0 с использованием соответствующим образом ориентированного датчика. Строят график зависимости U(t) (фиг. 1). Определяют величину изменения потенциала U. На основании результатов измерения вариаций геомагнитного поля определяют величину изменения параллельной трубопроводу компоненты электрического поля E. Для этого могут использоваться различные приближения, например приближение плоских волн. Для определения E с использованием приближения плоских волн строят график зависимости B0(t) (фиг. 2), определяют величину изменения компоненты магнитной индукции B0 и условный период колебаний геомагнитного поля T и рассчитывают значение E с помощью следующего соотношения:The method is implemented as follows. The position of the boundaries and the length L of the section of the pipeline exposed to geomagnetic induced current are determined. Select a measurement point located between the boundary and the middle of the considered section of the pipeline, exposed to geomagnetic induced current. At a selected point with a linear coordinate x relative to the beginning of the considered section for a certain period of time with a given step, the displacement of the potential of the pipeline relative to the soil U is measured. Over the same period of time with a given step, the horizontal component of the geomagnetic field induction vector B 0 is perpendicular to the pipeline a point remote from the pipeline at a distance at which the geomagnetic field of the current flowing in the pipeline in question (and other wires arrestor), has no effect on the measurement results. To determine B 0, use the data of stationary points of geomagnetic field measurement after appropriate recounting, taking into account the orientation of the pipeline relative to the cardinal points, or measure directly the specified component B 0 using an appropriately oriented sensor. Build a graph of the dependence of U (t) (Fig. 1). The magnitude of the change in the potential U is determined. Based on the results of measuring the variations of the geomagnetic field, the magnitude of the change in the electric field component E parallel to the pipeline is determined. For this, various approximations, for example, the plane-wave approximation, can be used. To determine E using the plane wave approximation, a graph of the dependence B 0 (t) is constructed (Fig. 2), the magnitude of the change in the magnetic induction component B 0 and the conditional period of the oscillations of the geomagnetic field T are determined, and the value of E is calculated using the following relation:
Здесь μ - магнитная проницаемость грунта, μ0 - магнитная постоянная, σ - проводимость грунта.Here μ is the magnetic permeability of the soil, μ 0 is the magnetic constant, σ is the soil conductivity.
После вычисления значения E определяют проводимость изоляционного покрытия на единицу длины трубопровода Y путем решения относительно Y следующего уравнения:After calculating the value of E, the conductivity of the insulation coating per unit length of the pipeline Y is determined by solving the following equation with respect to Y:
Функция ƒ(Y)определена следующим образом:The function ƒ (Y) is defined as follows:
Величины A и B определяются следующими соотношениями:The values of A and B are determined by the following relationships:
Величина Z - продольное сопротивление участка трубопровода, длина которого равна единице:The value of Z is the longitudinal resistance of the pipeline section, the length of which is equal to unity:
Здесь ρтр - удельное сопротивление металла трубопровода, D - наружный диаметр трубопровода, δтр - толщина стенки трубопровода.Here ρ tr - specific resistance of the pipeline metal, D - the outer diameter of the pipeline, δ tr - wall thickness of the pipeline.
Для решения уравнения (2) может быть использован графический метод. При этом строят график зависимости ƒ(Y), на оси ординат наносят точку, соответствующую значению U/E, проводят отрезок, проходящий через данную точку и параллельный оси абсцисс до пересечения с кривой ƒ(Y), от точки пересечения проводят отрезок, параллельный оси ординат до пересечения с осью абсцисс, определяют значение Y, соответствующее точке пересечения указанного отрезка с осью абсцисс (фиг. 3).To solve equation (2), a graphical method can be used. At the same time, a plot of ƒ (Y) is plotted, a point corresponding to the U / E value is plotted on the ordinate axis, a segment is drawn passing through this point and parallel to the abscissa axis until it intersects with the ƒ (Y) curve, a segment parallel to the axis is drawn from the intersection point ordinates to the intersection with the abscissa axis, determine the Y value corresponding to the intersection point of the specified segment with the abscissa axis (Fig. 3).
После определения значения Y рассчитывают произведение удельного сопротивления изоляционного покрытия ρиз на толщину изоляционного покрытия δиз согласно следующему соотношению:After determining the value of Y, the product of the specific resistance of the insulation coating ρ from the thickness of the insulation coating δ from is calculated according to the following ratio:
На основании рассчитанного значения ρизδиз, численно равного переходному сопротивлению изоляционного покрытия, в соответствии с действующей нормативной документацией определяют техническое состояние изоляционного покрытия подземного трубопровода.Based on the calculated value of ρ from δ of , numerically equal to the transition resistance of the insulation coating, the technical state of the insulation coating of the underground pipeline is determined in accordance with the current regulatory documentation.
Пример.Example.
Необходимо определить техническое состояние изоляционного покрытия участка трубопровода, подверженного воздействию геомагнитно-индуцированного тока, длиной L=100 км. Наружный диаметр трубопровода D=1420 мм, толщина стенки δтр=16 мм, удельное сопротивление металла трубопровода ρтр=1,6⋅10-7 Ом⋅м, магнитная проницаемость грунта μ=1, проводимость грунта σ=10-3 Ом-1м-1. Измерения проводят во время спрогнозированных возмущений либо во время ежесуточных вариаций магнитного поля Земли. Выбирают точку измерения с линейной координатой x=90 км. В выбранной точке в грунт устанавливают электрод сравнения, подключают прибор для регистрации величины потенциала к трубопроводу через контрольно-измерительный пункт и к электроду сравнения, на протяжении 20 минут с шагом 10 с измеряют смещение потенциала трубопровода относительно грунта U. На протяжении того же промежутка времени, с тем же шагом, прибором для регистрации значений постоянного магнитного поля проводят измерение перпендикулярной к трубопроводу горизонтальной компоненты вектора индукции геомагнитного поля B0 в точке, удаленной от трубопровода на 50 м. Строят график зависимости U(t) (фиг. 4). Определяют величину изменения потенциала U=1,46 В. Для определения величины изменения параллельной трубопроводу компоненты электрического поля E используют приближение плоских волн. Строят график зависимости B0(t) (фиг. 5), определяют величину изменения компоненты магнитной индукции B0=12,4 нТл и условный период колебаний магнитного поля T=490 с. С помощью соотношения (1) рассчитывают значение E=40 мкВ/м. Рассчитывают отношение U/E=36,5⋅103 м. Строят график зависимости ƒ(Y) с использованием соотношений (3)-(6) (фиг. 6). По графику зависимости ƒ(Y) определяют значение Y≈44,6 мкСм/м, соответствующее рассчитанному отношению U/E. Рассчитывают произведение удельного сопротивления изоляционного покрытия на толщину изоляционного покрытия ρизδиз с использованием соотношения (7). Результат расчета: ρизδиз≈1⋅105 Ом⋅м2. Согласно ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии, указанное значение переходного сопротивления изоляционного покрытия ρизδиз соответствует удовлетворительному состоянию для покрытия, выполненного на основе полимерных лент.It is necessary to determine the technical condition of the insulating coating of a section of the pipeline exposed to geomagnetic induced current, length L = 100 km. The outer diameter of the pipeline D = 1420 mm, the wall thickness δ Tr = 16 mm, the specific resistance of the metal of the pipeline ρ Tr = 1.6⋅10 -7 Ohm⋅m, the magnetic permeability of the soil μ = 1, the conductivity of the soil σ = 10 -3 Ohm - 1 m -1 . Measurements are carried out during predicted disturbances or during daily variations in the Earth’s magnetic field. A measurement point with a linear coordinate x = 90 km is selected. At a selected point, a reference electrode is installed in the ground, a device is connected to register the potential value to the pipeline through the test point and to the reference electrode, for 20 minutes in 10 s increments, the displacement of the pipeline potential relative to the soil U is measured. Over the same period of time, with the same step, a device for recording the values of the constant magnetic field measures the horizontal component of the geomagnetic field induction vector B 0 perpendicular to the pipe at a point 50 m from the pipeline. A dependence U (t) is plotted (Fig. 4). The magnitude of the change in potential is determined U = 1.46 V. To determine the magnitude of the change parallel to the pipeline, the components of the electric field E use the plane-wave approximation. Build a graph of the dependence B 0 (t) (Fig. 5), determine the magnitude of the change in the component of the magnetic induction B 0 = 12.4 nT and the conditional period of oscillations of the magnetic field T = 490 s. Using relation (1), the value E = 40 μV / m is calculated. The ratio U / E = 36.5 3610 3 m is calculated. A зависимости (Y) dependence is plotted using the relations (3) - (6) (Fig. 6). According to the graph of the dependence ƒ (Y), the value Y≈44.6 μS / m is determined, which corresponds to the calculated U / E ratio. Calculate the product of the resistivity of the insulation coating by the thickness of the insulation coating ρ of δ from using relation (7). Calculation result: ρ from δ from ≈1⋅10 5 Ohm⋅m 2 . According to GOST R 51164-98 Steel main pipelines. General requirements for corrosion protection, the specified value of the transient resistance of the insulating coating ρ of δ of corresponds to a satisfactory condition for a coating based on polymer tapes.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017126824A RU2641794C1 (en) | 2017-07-25 | 2017-07-25 | Method for determination of technical state of underground pipeline insulating coating |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017126824A RU2641794C1 (en) | 2017-07-25 | 2017-07-25 | Method for determination of technical state of underground pipeline insulating coating |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2641794C1 true RU2641794C1 (en) | 2018-01-22 |
Family
ID=61023641
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017126824A RU2641794C1 (en) | 2017-07-25 | 2017-07-25 | Method for determination of technical state of underground pipeline insulating coating |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2641794C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2720647C1 (en) * | 2019-11-25 | 2020-05-12 | Сергей Александрович Никулин | Method of assessing technical condition of insulating coating of underground pipeline section |
| CN117782558A (en) * | 2023-12-26 | 2024-03-29 | 北京西管安通检测技术有限责任公司 | Overhead pipeline detection method and device and electronic equipment |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2264617C2 (en) * | 2001-05-23 | 2005-11-20 | Горошевский Валерий Павлович | Method for non-contact detection of position and type of defects of metallic structures and device for realization of said method |
| US7414395B2 (en) * | 2006-03-27 | 2008-08-19 | General Electric Company | Method and apparatus inspecting pipelines using magnetic flux sensors |
| RU2447425C1 (en) * | 2010-09-09 | 2012-04-10 | Сергей Вазгенович Авакян | Method reducing rate of metal corrosion of steel pipeline |
| 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 |
| CN104988513A (en) * | 2015-02-28 | 2015-10-21 | 中国石油大学(北京) | GIC measuring method and device for buried oil-gas pipeline and cathodic protection device |
| RU2568808C2 (en) * | 2014-04-11 | 2015-11-20 | Открытое акционерное общество "Газпром нефть" | Method and device for contactless diagnostics of technical condition of underground pipelines |
-
2017
- 2017-07-25 RU RU2017126824A patent/RU2641794C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2264617C2 (en) * | 2001-05-23 | 2005-11-20 | Горошевский Валерий Павлович | Method for non-contact detection of position and type of defects of metallic structures and device for realization of said method |
| US7414395B2 (en) * | 2006-03-27 | 2008-08-19 | General Electric Company | Method and apparatus inspecting pipelines using magnetic flux sensors |
| RU2447425C1 (en) * | 2010-09-09 | 2012-04-10 | Сергей Вазгенович Авакян | Method reducing rate of metal corrosion of steel pipeline |
| 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 |
| RU2568808C2 (en) * | 2014-04-11 | 2015-11-20 | Открытое акционерное общество "Газпром нефть" | Method and device for contactless diagnostics of technical condition of underground pipelines |
| CN104988513A (en) * | 2015-02-28 | 2015-10-21 | 中国石油大学(北京) | GIC measuring method and device for buried oil-gas pipeline and cathodic protection device |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| АЛЕКСАНДРОВ О.Ю., ГУСЬКОВ С.С., АГИНЕЙ Р.В. "Теоретические основы моделирования геомагнитно-индуцированных токов, воздействующих на газопроводы", журнал "Ресурсы Европейского Севера", издательство: Ухтинский государственный технический университет, ISSN: 2412-9976, 2016. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2720647C1 (en) * | 2019-11-25 | 2020-05-12 | Сергей Александрович Никулин | Method of assessing technical condition of insulating coating of underground pipeline section |
| CN117782558A (en) * | 2023-12-26 | 2024-03-29 | 北京西管安通检测技术有限责任公司 | Overhead pipeline detection method and device and electronic equipment |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108918405B (en) | Online monitoring system and method for corrosion prevention effect of oil well pipeline | |
| EP1869437B1 (en) | Method for measuring the condition of steel structures | |
| US10883918B2 (en) | Multielectrode probes for monitoring fluctuating stray current effects and AC interference on corrosion of buried pipelines and metal structures | |
| US20100039127A1 (en) | System for assessing pipeline condition | |
| RU2641794C1 (en) | Method for determination of technical state of underground pipeline insulating coating | |
| Dzhala et al. | Contactless testing of insulation damages distribution of the underground pipelines | |
| RU2626609C1 (en) | Method of estimating technical condition of insulating coating of underground pipeline | |
| CA2664577C (en) | A method of prioritizing anomalies in a buried linear conductor | |
| JP2004198410A (en) | Method for inspecting defect in coated pipe, and method for diagnosing corrosion | |
| RU160147U1 (en) | DEVICE FOR FINDING DAMAGES OF INSULATION OF UNDERGROUND PIPELINES AND EXTENDED ANODE EARTHING | |
| JP2005091191A (en) | Method of detecting defective part in coating of embedded metal pipe | |
| RU2720647C1 (en) | Method of assessing technical condition of insulating coating of underground pipeline section | |
| RU2718711C1 (en) | Method of diagnosing insulating coating defects of pipelines | |
| KR100508877B1 (en) | method for detecting the coating defect and corrosion points of the pipelines in soil using the electrochemical impedance spectroscopy | |
| RU2449264C1 (en) | Method of monitoring corrosive state of pipeline | |
| RU2649630C1 (en) | Method of detection grounding devices corrosion condition | |
| Dzhala et al. | NONCONTACT TESTING OF UNDERGROUND PIPELINES CORROSION | |
| RU2824417C1 (en) | Method for diagnosing technical parameters of underground pipeline | |
| JP2021032642A (en) | Buried steel material detection device, buried steel material detection method and buried steel material detection program | |
| CN115902500B (en) | Multi-source detection method for characteristic parameters of grounding network | |
| RU2461842C2 (en) | Measurement method of polarisation potential of metallic subsurface structures without switching off cathodic protection station | |
| RU2325583C2 (en) | Method of detecting pipeline sections, which are subject to corrosion cracking under stress | |
| RU2287832C1 (en) | Device for measuring polarization potential of metallic underground structure in zone of effect of wandering currents | |
| SU998584A1 (en) | Method for determining degree of protection of pipelines | |
| Dzhala et al. | Determination of corrosion rate in places of insulation damage of underground pipelines |