МИНИСТЕРСТВО СТРОИТЕЛЬСТВА ПРЕДПРИЯТИЙ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
ВНИИСТ
РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ
РУКОВОДСТВО
ПО КОНТРОЛЮ КАЧЕСТВА ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ ЗАКОНЧЕННОГО РЕМОНТА УЧАСТКА ДЕЙСТВУЮЩЕГО ТРУБОПРОВОДА
РД 39-30-467-80
Приказом Министерства нефтяной промышленности № 665 от 10 декабря 1980 г. срок введения установлен с 28 декабря 1980 г.
В Руководстве освещены вопросы контроля качества изоляционных покрытий законченных ремонтом участков действующих нефтепроводов, а также изложены прицепы и критерии оценки метода катодной поляризации.
Руководство разработано сотрудниками ВНИИСТа: заведующими лабораторией канд. техн. наук Н.П. Глазовым, А.М. Ефимовой, старшими научными сотрудниками, канд. хим. наук В.А. Ловачевым, Л.А. Кабищером (ВНИИСТ), ведущим инженером Главтранснефти Т.Ф. Титовой, старшим инженером Управления Урало-Сибирскими магистральными нефтепроводами Х.Л. Сайфулиным.
Замечания и предложения направлять по адресу: 105058, Москва, Окружной проезд, 19, ВНИИСТ, лаборатория контроля качества комплексной защиты.
Вводится впервые
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
1.1. Настоящее Руководство представляет собой практическое применение основных принципов контроля состояния изоляции, изложенных в «Инструкции по контролю состояния изоляции законченных строительством участков трубопроводов катодной поляризацией» (ВСН 2-28-76).
1.2. Руководство предназначено для осуществления оценки состояния изоляционного покрытия действующего нефтепровода без остановки перекачки по нефтепроводу продукта. Контролируемый участок остается врезанным в общую нитку нефтепровода.
1.3. Руководство распространяется на подземные трубопроводы диаметром от 219 до 1220 мм.
1.4. Руководство не распространяется на морские участки нефтепроводов и на нефтепроводы надземной прокладки; подземные нефтепроводы, проложенные в многолетнемерзлых грунтах; нефтепроводы, находящиеся в грунте, глубина промерзания которого в период испытания изоляции превышает 0,5 м, что должно быть подтверждено справкой местной метеослужбы; нефтепроводы, находящиеся в момент измерения под воздействием блуждающих токов.
1.5. Нефтепроводы, находящиеся в зоне действия блуждающих токов, могут быть испытаны только в те периоды, когда они отсутствуют, (например, «окно» в железнодорожном движении на электрифицированных дорогах и т.д.).
1.6. Руководство предусматривает контроль участков длиной от 3 до 30 км; точность будет тем выше, чем длиннее участок. При минимальной длине участка (3 км) неточность в определении переходного сопротивления может достигать 50 %.
1.7. Руководство распространяется на нефтепроводы со всеми видами изоляционных покрытий, предусмотренных ГОСТ 9.015-74 для строительства нефтепроводов, а также изоляционными покрытиями типа «Пластобит» и импортными изоляционными пленками.
1.8. Участки трубопровода, имеющие на своем протяжении разветвления или точки контакта с другими подземными сооружениями, не могут быть проконтролированы. В этом случае следует весь контролируемый участок условно разделить на отдельные участки, не имеющие разветвлений и контактов, и контролировать их независимо друг от друга. Если эти участки имеют длину меньше трех километров, то для обнаружения возможных дефектов в изоляции необходимо использовать искатель повреждений.
ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ
1.9. Контроль состояния изоляции осуществляют только тогда, когда трубопровод полностью засыпан грунтом.
1.10. Если среднее удельное электрическое сопротивление грунта вдоль контролируемого участка нефтепровода не превышает 100 Ом·м, то состояние изоляционного покрытия следует определить по формуле
, (1)
где UТЗ - смещение разности потенциалов при поляризующем токе контроля, который определяется по номограмме (рис. 1). Номограмма построена для переходного сопротивления 104 Ом·м2 при смещении разности потенциалов 0,4 В в зависимости от диаметра и длины контролируемого участка.
1.11. Если среднее удельное электрическое сопротивление грунта вдоль контролируемого участка нефтепровода превышает 100 Ом·м, то состояние изоляционного покрытия следует определять по формуле
, (2)
где Rnk - конечное переходное сопротивление «нефтепровод-земля», определяемое по номограмме (рис. 2) в зависимости от диаметра и среднего удельного электрического сопротивления грунта, Ом·м2.
Рис. 1. Номограмма для определения силы тока для участков трубопровода длиной 3 - 30 км;
а - для схемы с одним источником тока; б - то же с двумя источниками тока
Рис. 2. Номограмма для определения конечного переходного сопротивления «нефтепровод-земля»
1.12. Смещение разности потенциала «нефтепровод-земля» определяют по формуле
UТЗ = UТЗм - UТЗе, (3)
где UТЗм - измеренная разность потенциалов «нефтепровод-земля» (после включения катодной поляризации), В;
UТЗе - естественная разность потенциала «нефтепровод-земля» (до включения катодной поляризации), В.
1.13. Среднее удельное электрическое сопротивление грунта вдоль контролируемого участка нефтепровода определяют по формуле
,
(4)
где li - длина i
-го участка с удельным электрическим сопротивлением 
, м;
L - длина контролируемого участка, м.
1.14. Если в контролируемом участке сила поляризующего тока Jпол не равна величине силы тока JH, регламентированной номограммой (см. рис. 1), то состояние покрытия (п. 1.10 или п. 1.11) оценивают не по смещению, определенному формулой (3), а по величине смещения, рассчитываемого по формуле
,
(5)
где UТЗ - смещение разности потенциалов, определяемое по формуле (3), В.
1.15. После проведения капитального ремонта изоляции в качестве критерия приемки установлены следующие значения переходного сопротивления:
Rn ≥ 1·104 Ом·м2 - для изоляции на битумной основе;
Rn ≥ 2·104 Ом·м2 - для изоляции на полимерной основе.
Участок нефтепровода, законченный ремонтом и не удовлетворяющий этим требованиям, приемке не подлежит; поиск повреждений в изоляции и их устранение осуществляются силами ремонтно-строительной колонны, производящей ремонт нефтепровода.
1.16. В процессе проведения испытаний заполняется акт приемки законченного ремонтом участка действующего нефтепровода катодной поляризацией (прил. 1, 2).
2. ОРГАНИЗАЦИЯ ИСПЫТАНИЙ
ПОДГОТОВКА УЧАСТКА ТРУБОПРОВОДА К ИСПЫТАНИЯМ
2.1. Контролируемый участок не должен иметь электрических и технологических перемычек с другими сооружениями.
2.2. На всем протяжении участка должны быть установлены контрольно-измерительные пункты (КИПы) в соответствии с проектом.
2.3. Не допускается контакт неизолированной поверхности трубы с грунтом через слой бетона или цемента.
2.4. Для контроля применяются две схемы подключения: с одним и двумя источниками тока.
2.5. Схема с двумя источниками тока, расположенными по концам контролируемого участка (рис. 3), обеспечивает более точное проведение измерений. Однако она может быть использована только при длинах участка более 10 км.
2.6. Для участков длиной от 3 до 10 км применяется схема с одним источником тока (рис. 4), расположенном на обоих концах участка попеременно.
2.7. Катодные выводы для подключения источника тока должны иметь сечение не менее 6 мм2 и надежный контакт с трубопроводом с помощью электрической или термитной сварки. Можно использовать существующие катодные выводы, к которым подсоединяются установки катодной защиты.
2.8. Законченный ремонтом участок нефтепровода испытывают катодной поляризацией не ранее чем через две недели после окончания работ с засыпкой нефтепровода.
ПОДГОТОВКА ОБОРУДОВАНИЯ
2.9. Для проведения контроля должны быть использованы передвижные электроисследовательские лаборатории электрохимзащиты типа ПЭЛ, ЭХЗ.
2.10. При использовании схемы с двумя источниками тока необходимо две лаборатории ПЭЛ, ЭХЗ.
2.11. Если нет передвижных лабораторий ПЭЛ, ЭХЗ, то допускается использовать любой источник постоянного тока с плавной регулировкой, обеспечивающий установку необходимой силы тока при испытаниях.
Рис. 3. Схема подключения измерительных приборов к контролируемому участку нефтепровода с использованием двух источников тока:
1 - контролируемый участок нефтепровода; 2 - катодный вывод для подключения источника тока; 3 - регулируемый источник тока; 4 - соединительный провод (кабель); 5 - анодное заземление; 6 - измерительный пункт (КИП); 7 - медносульфатный электрод сравнения;
8 - вольтметр; 9 - милливольтметр; 10 - амперметр
2.12. На расстоянии 400-500 м от места подключения источников тока перпендикулярно нефтепроводу должны быть оборудованы анодные заземления с переходным сопротивлением в несколько Ом, обеспечивающих необходимый режим контроля по току.
2.13. Для установки анодных заземлений должны выбираться грунты с минимальным электрическим сопротивлением, расположенные, как правило, в низинах или болотах, прудах, реках, ручьях, колодцах и т.п.
2.14. Рекомендуется использовать имеющиеся анодные заземления установок катодной защиты контролируемого трубопровода. При этом заземление должно быть не ближе 350 м к нефтепроводу.
Рис. 4. Схема подключения измерительных приборов к контролируемому участку нефтепровода с использованием одного источника тока:
1 - контролируемый участок нефтепровода; 2 - катодный вывод для подключения источника тока; 3 - регулируемый источник тока; 4 - соединительный провод (кабель); 5 - анодное заземление; 6 - измерительный пункт (КИП); медносульфатный электрод сравнения;
8 - вольтметр; 9 - милливольтметр; 10 - амперметр
2.15. Допускается использовать анодное заземление от УКЗ другого трубопровода или кабеля связи.
2.16. Анодное заземление может быть расположено не только точно по перпендикуляру к трубопроводу в месте подключения катодного вывода, но и может быть смещено вдоль нефтепровода на расстояние до 200 м.
2.17. Если нет постоянного анодного заземления, то должно быть оборудовано временное анодное заземление. Для оборудования временного заземления используют винтовые электроды, размещенные в генераторной группе лаборатории. Если нет винтовых заземлителей, то временное анодное заземление можно выполнять из некондиционных труб, уголка, рельса и т.д.
2.18. Генератор лаборатории, который размещен в генераторной группе, собранной на шасси ЗИЛ-131, подсоединяют «минусом» к трубопроводу в начале участка, а «плюсом» - к временному заземлению.
2.19. В качестве соединительных проводников используют кабель трехсекционного барабана (3 х 200 м) генераторной группы.
2.20. С помощью аппаратуры стенда управления регулируют силу тока в цепи и измеряют ее величину.
2.21. Измерение разности потенциалов на конце участка, а также ее распределение вдоль контролируемого участка выполняют измерительной лабораторией, смонтированной на базе автомашины УАЗ-452, входящей в состав передвижной лаборатории типа ПЭЛ, ЭХЗ.
2.22. Между всеми точками измерений контролируемого участка должна быть обеспечена радиотелефонная связь.
2.23. Если контролируемый участок нефтепровода перед испытанием находится под катодной защитой, то защита должна быть отключена не менее чем за трое суток до измерений.
ПОДГОТОВКА УЧАСТКА И ОБОРУДОВАНИЯ К ИЗМЕРЕНИЮ СИЛЫ ТОКА ПО ПАДЕНИЮ НАПРЯЖЕНИЯ
2.24. В 10 м от катодного вывода оборудуется измерительный пункт. Если на этом расстоянии имеется исправный КИП, следует воспользоваться им.
2.25. Если нет КИПа, то измерительный пункт оборудуется следующим образом, отрывается шурф до верхней образующей трубопровода, снимается изоляция с верхней части трубопровода, зачищается оголенная часть до металлического блеска, остатки изоляции смываются бензином. После приварки измерительного провода сварное соединение освобождается от шлака, узел присоединения изолируется битумно-резиновой мастикой. Если же приварка невозможна, то допускается применение магнитных контактов.
2.26. Категорически запрещается присоединять провод для измерения силы тока к катодному выводу.
2.27. Вторая точка для измерения силы тока по падению напряжения должна располагаться на контролируемом участке трубопровода на расстоянии не менее 500 м.
В качестве второй точки может быть использован КИП. При отсутствии на нужном расстоянии КИПа точка для измерения оборудуется по п. 2.25.
2.28. Провод, соединяющий обе точки, должен иметь сопротивление не более 30 Ом/км.
2.29. В качестве измерительного прибора может быть использован милливольтметр постоянного тока с ценой деления не более 1,5 мВ. Допускается применение ампервольтметра М-231 (шкала 75 мВ).
ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ
2.30. При контроле состояния изоляции катодной поляризацией соблюдение правил техники безопасности является обязательным, нормативные документы, которыми необходимо руководствоваться, следующие:
«Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей»;
«Правила устройства электроустановок»;
«СНиП «Техника безопасности в строительстве»;
«Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности»;
«Инструкция по сооружению установок электрохимической защиты от коррозии линейной части магистральных трубопроводов».
3. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ
ИЗМЕРЕНИЯ РАЗНОСТИ ПОТЕНЦИАЛОВ «НЕФТЕПРОВОД-ЗЕМЛЯ»
3.1. Все измерения разности потенциалов «нефтепровод-земля» выполняют относительно насыщенного со свежезачищенным медным стержнем медносульфатного электрода сравнения.
3.2. Медносульфатный электрод сравнения устанавливают на поверхности земли над трубопроводом. Грунт в месте установки электрода сравнения увлажняют. В сухих песчаных грунтах с удельным электрическим сопротивлением более 100 Ом·м для увлажнения необходимо применять подсоленную воду (5 %-ный раствор хлористого натрия). Если при проведении контроля трубопровод находится в талом грунте, а верхний слой почвы замерз, то перед установкой электрода сравнения в лунку наливают горячую подсоленную воду.
3.3. При измерениях сначала естественной разности потенциалов, а затем разности потенциалов под током или, наоборот, электрод сравнения должен устанавливаться в одно и то же место.
3.4. Измерение разности потенциалов «нефтепровод-земля» должно производиться с помощью вольтметров с входным сопротивлением не ниже 20000 Ом/В (например, ампервольтметр М 231).
3.5. В грунтах с удельным сопротивлением более 100 Ом·м рекомендуется применять более высокоомные вольтметры или приборы и схемы с потенциометрическим способом измерения.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СИЛЫ ТОКА
3.6. Сила тока JT в трубопроводе определяется по следующей формуле:
, (6)
где ΔU - измеряемое падение напряжения на участке трубопровода длиной l (м), мВ;
RT - продольное сопротивление трубопровода, Ом/м, формула которого
,
(7)
где D - диаметр трубопровода, м;
δ - толщина стенки трубопровода, м;
ρТ - удельное электрическое сопротивление трубной стали, Ом·м.
Если точное значение удельного электрического сопротивления стали неизвестно, то его можно определить по формуле
ρT = (a + bΣ - cΣ) 10-8 [Ом·м], (8)
где a = 8,2 + 4,84 · 10-2t + 0,9 · 10-4t2;
b = 10,2 – 0,71 · 10-2t – 0,13 · 10-4t2;
c = 2,5 – 0,76 · 10-2t – 0,024 · 10-4t2;
t - температура, °С;
S - суммарная добавка элементов (C, Si, Mn и др.).
Формула пригодна для Σ = 0,1 – 2,0 %, если же Σ > 2 %, то среднее значение примет вид ρT = 24,5 · 10-8 Ом·м.
3.7. Значение силы тока от точки дренажа по трубопроводу получается всегда несколько заниженным при определении его по вышеописанной методике. Поэтому для более точного определения следует одновременно произвести измерения силы тока в другую сторону от точки дренажа и общей силы тока в дренажном токопроводе. Это обязательно для измерения по схеме с одним источником тока.
3.8. Истинная сила тока в контролируемый участок определяется по формуле
,
(9)
где J - общая сила тока, А;
JK, JП - силы тока в трубопроводе соответственно в сторону контролируемого участка и противоположную от точки дренажа, определенные по формуле (6), А.
ИЗМЕРЕНИЯ ПО СХЕМЕ С ДВУМЯ ИСТОЧНИКАМИ ТОКА
3.9. Перед испытаниями измеряют естественную разность потенциалов «нефтепровод-земля» в точках дренажа. Кроме того, в середине контролируемого участка также измеряется естественная разность потенциалов в нескольких точках через 1 км на отрезке, длина этого участка дана в таблице и в дальнейшем будет называться «участок для определения смещения».
|
Общая длина контролируемого участка, км |
Длина участка, на которой осуществляется измерение естественной разности потенциалов, км |
|
30-25 |
10 |
|
24-20 |
8 |
|
19-15 |
6 |
|
14-10 |
5 |
3.10. После измерений естественной разности потенциалов одновременно включают оба источника и регулируют их так, чтобы токи, текущие в контролируемый участок с обеих сторон, были одинаковыми и равнялись величине тока, определяемого по номограмме (см. рис. 1, б) для половины длины контролируемого участка.
Для установления необходимой силы тока, текущего в контролируемый участок нефтепровода, регулируют общую силу тока от источника. Общая сила тока превышает заданную иногда в несколько раз.
3.11. С того момента, как оба тока установлены, их поддерживают постоянными в течение срока не менее 3 ч, после чего начинают измерение потенциалов. Во время измерения потенциала необходимо также поддерживать неизменными оба тока, текущих в контролируемый участок
3.12. На вышеупомянутом «участке для определения смещения» измеряют разность потенциалов «нефтепровод-земля» и по формуле (3) определяют смещение разности потенциалов.
3.13. Минимальное смещение разности потенциалов «нефтепровод-земля» принимают как критерий в формуле для определения качества изоляции.
3.14. Если КИП с минимальным смещением разности потенциалов «нефтепровод-земля» находится на краю участка для определения смещения, то необходимо измерить разность потенциалов «нефтепровод-земля» еще на расстоянии 3 км (в трех КИПах) от КИПа минимального смещения.
Через 24 ч (не раньше) после выключения поляризующего тока на трех упомянутых КИПах измеряется естественная разность потенциалов «нефтепровод-земля» и вычисляется смещение разности потенциалов.
Если какое-либо из этих значений смещения окажется меньше, чем определенное по п. 3.12, то именно вновь полученное минимальное смещение разности потенциалов следует принимать за критерий.
ИЗМЕРЕНИЕ ПО СХЕМЕ С ОДНИМ ИСТОЧНИКОМ ТОКА
3.15. Перед испытаниями измеряют естественную разность потенциалов «нефтепровод-земля» на обоих концах контролируемого участка.
3.16. После измерений естественной разности потенциалов включают источник тока на одном из концов контролируемого участка и регулируют его так, чтобы ток, текущий в контролируемый участок, равнялся силе тока по номограмме (см. рис. 1, а).
3.17. Этот ток поддерживается постоянным в течение 3 ч, после чего измеряют разность потенциалов «нефтепровод-земля» в конце участка и определяют по формуле (3) смещение разности потенциалов.
3.18. Через сутки после выключения поляризующего тока повторяют все измерения по пп. 3.15 - 3.17 таким образом, чтобы источник тока был включен там, где накануне был конец участка, а смещение определяют на противоположном конце.
3.19. Если два значения смещения разности потенциалов «нефтепровод-земля» различаются между собой, то для определения состояния изоляции по формулам (1) или (2) надо брать наименьшее.
ПРИЛОЖЕНИЯ
Приложение 1
ВСЕ ГРАФЫ ОБЯЗАТЕЛЬНЫ ДЛЯ ЗАПОЛНЕНИЯ
|
АКТ приемки законченного ремонтом участка нефтепровода по схеме с использованием двух источников тока
Наименование нефтепровода __________ Участок (начало___км, конец___км, протяженность_____ км). Диаметр трубы _____ мм, толщина стенки _____ мм. Марка стали, хим. состав ____________ Удельное электрическое сопротивление стали. Продольное сопротивление Ом/м. Вид, тип и конструкция изоляционного покрытия ________________. Среднее уд. электр. сопротив. грунта ________ Ом·м. Дата засыпки (начало_________ , окончание_________).
|
|||||||||||||||
|
Дата и время измерений |
Источник тока № 1 |
Определение силы тока по падению напряжения |
Источник тока № 2 |
Определение силы тока по падению напряжения |
Разность потенциалов «нефтепровод-земля» в середине контролируемого участка с указанием точки измерений |
||||||||||
|
Место расположения, км |
Напряжение, В |
Сила тока, А |
|||||||||||||
|
Место расположения, км |
Напряжение, В |
Сила тока, А |
|||||||||||||
|
Длина участка от точки дренажа источника № 1 в сторону контролируемого нефтепровода, м |
|||||||||||||||
|
Длина участка от точки дренажа источника № 2 в сторону контролируемого нефтепровода, м |
|||||||||||||||
|
Километраж, км |
Естественная ИТЗе, В |
Под током ИТЗи, А |
Смещение, ИТЗ, В |
||||||||||||
|
Падение напряжения, мВ |
Сила тока, А |
||||||||||||||
|
Падение напряжения, мВ |
Сила тока, А |
||||||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
|
|
Минимальное смещение разности потенциалов _____В на _____км Переходное сопротивление ______ Ом·м2 Подписи лиц, проводивших испытания, с указанием должности и места работы
|
|||||||||||||||
Приложение 2
ВСЕ ГРАФЫ ОБЯЗАТЕЛЬНЫ ДЛЯ ЗАПОЛНЕНИЯ
|
АКТ приемки законченного ремонта участка нефтепровода по схеме с использованием одного источника тока
Наименование нефтепровода __________ Участок (начало___км, конец___км, протяженность_____ км). Диаметр трубы _____ мм, толщина стенки _____ мм. Марка стали, хим. состав ____________ Удельное электрическое сопротивление стали ___________Ом·м. Продольное сопротивление ____ Ом/м. Вид, тип и конструкция изоляционного покрытия ________________. Среднее уд. электр. сопротив. грунта ________ Ом·м. Дата засыпки (начало_________, окончание_________).
|
|||||||||||
|
Дата и время измерений |
Источник тока |
Определение силы тока по падению напряжения |
Разности потенциалов «нефтепровод-земля» на конце контролируемого участка нефтепровода |
||||||||
|
Место расположения, км |
Напряжение, В |
Сила тока, А |
Длина участка от точки дренажа в сторону контролируемого участка нефтепровода |
Длина участка от точки дренажа в сторону, противоположную контролируемому участку нефтепровода, м |
|||||||
|
Естественная ИТЗе, В |
Под током ИТЗи, В |
Смещение, ИТЗ, В |
|||||||||
|
Падение напряжения, мВ |
Сила тока, А |
||||||||||
|
Падение напряжения, мВ |
Сила тока, А |
||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
|
Минимальное смещение разности потенциалов ______В Переходное сопротивление ______ Ом·м2 Подписи лиц, проводивших испытания, с указанием должности и места работы
|
|||||||||||
Приложение 3
ОБОРУДОВАНИЕ, ПРИБОРЫ И МАТЕРИАЛЫ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ КОНТРОЛЯ
Источник постоянного тока с плавной регулировкой, шт............................................................. 2
Винтовые заземлители, шт..................................................................................................................... 40
Изолированный провод сечением 6-35 мм2, м................................................................................... 1000
Амперметр с пределами измерения 0-30А, шт.................................................................................. 2
Медносульфатный электрод сравнения, шт...................................................................................... 3
Медный купорос, кг.................................................................................................................................. 1
Дистиллированная вода, л..................................................................................................................... 2
Провод ПMBГ 0,5-0,75 мм2, м................................................................................................................ 2000
Тигельформа, шт........................................................................................................................................ 2
Термопатроны, шт.................................................................................................................................... 20
Термоспички, шт........................................................................................................................................ 40
Измеритель сопротивления заземления М-416, шт......................................................................... 1
Искатель повреждений ИП-74, шт........................................................................................................ 1
Миллиампервольтметр М-231, шт....................................................................................................... 6
Магнитные контакты, шт........................................................................................................................ 6
Набор инструмента мастера связи...................................................................................................... 2
Прибор универсальный комбинированный Ц 4313, шт................................................................. 2
Радиостанция «Недра», комплект........................................................................................................ 1
Телефонный аппарат, ТА-57, шт.......................................................................................................... 2
СОДЕРЖАНИЕ
1. Общие положения
2. Организация испытаний
3. Методика проведения измерений
Приложения