Cтраница 2
Результаты многочисленных обследований состояния защитных покрытий магистральных нефтепроводов и лабораторных исследований показывают, что основным недостатком липких полимерных лент является нестабильность адгезии их к металлу трубы в процесса эксплуатации, что кн. - ражается в полной гаи частичной ее потере. Потеря адгезии пленки к металлу у однослойных липких пленочных покрытий проявляется уже через 3 - 5 лет эксплуатации из-за деструкции клеевого слоя пленок, толщина которого составляет около 0 1 мм. Другим существенным недостатком липких полимерных пленок является образованна шатровых пустот в околопгов-ной зоне, площадь которых достигает до 2 - 3 % по периметру трубы. Конденсация влаги в этих зонах является потенциальным очагом начала коррозионного процесса на металле трубопровода. [16]
Результаты контроля за состоянием защитного покрытия и средств ЭХЗ должны заноситься в полевой журнал инк акт непосредственно на месте. [17]
Проверка степени коррозии и состояния защитного покрытия металлических опор и их деталей производится, как правило, при верховых осмотрах линий. На основании этих проверок устанавливается необходимость возобновления окраски. [18]
В ходе наблюдений за состоянием защитных покрытий в течение 11 лет фиксировался процент вышедшего из строя стеклотекстолита; при этом было установлено, что эмпирическому распределению в наилучшей степени соответствует экспоненциальный закон распределения отказов с параметром распределения Я. [19]
Два раза в год проверяют состояние защитного покрытия шумоглушителей от выдувания звукопоглощающего материала. Проверяют целостность перфорированного листа и стеклоткани. [20]
Как часто нужно проводить проверку состояния защитных покрытий и наружной поверхности труб всех подземных стальных газопроводов после ввода их в эксплуатацию. Необходимо проводить один раз в: а) 2 года; 6) 3 года; в) 4 года; г) 5 лет; д) 6 лет. [21]
С какой периодичностью должна проводиться проверка состояния защитных покрытий и наружной поверхности труб подземных стальных газопроводов. [22]
Комплексное обследование трубопроводов в составе контроля состояния защитного покрытия, степени электрохимической защиты, коррозионного состояния трубопровода выполняют: на участках ВКО - 1 раз в 5 лет, на участках ПКО - 1 раз в 10 лет, на участках УКО - 1 раз в 10 - 20 лет, в зависимости от периода эксплуатации газопровода, вида коррозии и характера коррозионных повреждений. [23]
Осмотр подземных стальных газопроводов с целью определения состояния защитного покрытия металла трубы ( путем вскрытия на газопроводах контрольных шурфов длиной не менее 1 5 м) должен выполняться только в местах выявления повреждений покрытий, а также на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами. [24]
В случае перемещения вентиляционными установками воздуха, содержащего агрессивные примеси, необходимо систематически проверять состояние защитного покрытия рабочих колес и внутренних поверхностей кожухов вентиляторов. [25]
В случае перемещения вентиляционными установками воздуха, содержащего агрессивные примеси, необходимо систематически проверять состояние защитного покрытия рабочих колес и внутренних поверхностей кожухов вентиляторов. [26]
В случае перемещения вентиляционными установками воздуха, содержащего агрессивные примеси, необходимо систематически проверять состояние защитного покрытия рабочих колес и внутренних поверхностей кожухов вентиляторов. [27]
Сопротивление изоляции трубопровода оценивают согласно принятой классификации, приведенной в табл. 11.12, в соответствии с характеристикой состояния защитного покрытия. [28]
Сопротивление изоляции трубопровода оценивают согласно принятой классификации, приведенной в табл. 29, в соответствии с характеристикой состояния защитного покрытия. [29]
При техническом обследовании подземных стальных газопроводов должны проверяться герметичность, качество сварных стыков, подверженность коррозионной опасности, состояние защитного покрытия и металла труб. [30]