Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации «еэс россии» стандарт организации рао «еэс россии»

Протокол измерений потенциала трубопровода при определении опасности постоянных блуждающих токов для действующих трубопроводов тепловых сетей Город _________________________ Вид подземного сооружения и пункта измерения ___________________ Дата ____________________________ Время измерения начало _____________, конец _____________________ Тип и № прибора _______________________________________________ Класс точности прибора не ниже 1,5 Измеренное значение стационарного потенциала ВЭ относительно МЭС ____________________________________________________ Результаты измерений, в мВ t, мин/с 0 10 20 30 40 50 1 Uизм. 2 Uизм. 3 Uизм. 4 Uизм. 5 Uизм. 6 Uизм. 7 Uизм. 8 Uизм. 9 Uизм. 10 Uизм. U = Uизм. – Uст, В Оценка опасности коррозии при Uизм. наиболее отрицательном при Uизм.наиболее положительном 1 2 3 В зоне блуждающих токов трамвая с частотой движения 15-20 пар в 1 ч измерения необходимо производить в часы утренней или вечерней пиковой нагрузки электротранспорта. В зоне влияния блуждающих токов электрифицированных железных дорог период измерения должен охватывать пусковые моменты и время прохождения электропоездов в обе стороны между двумя ближайшими станциями. А.7.6 Если наибольший размах колебаний разности потенциалов (между наибольшим и наименьшим ее значениями) превышает 0,04 В, это характеризует наличие блуждающих токов (как в отсутствии, так и при наличии других подземных сооружений, проложенных вблизи трассы вновь сооружаемых теплопроводов). А.8 Определение опасного влияния блуждающего постоянного тока для действующих трубопроводов тепловых сетей А.8.1 Опасное влияние блуждающего постоянного тока выявляют, определяя изменение потенциала трубопровода под действием блуждающего тока по отношению к стационарному потенциалу трубопровода. Измерения выполняются с шагом не более 200 м. А.8.2 Измерения производят в стационарных КИП, оборудованных электродами сравнения длительного действия или на нестационарных КИП, устанавливая электроды сравнения на дне камеры, в шурфах или на поверхности земли на минимально возможном расстоянии (в плане) от трубопроводов. А.8.3 Для проведения измерений используют вольтметры в соответствии с п.2.3 настоящего Приложения. Положительную клемму измерительного прибора присоединяют к трубопроводу, отрицательную – к электроду сравнения. А.8.4 Режим измерений должен соответствовать условиям, изложенным в п.2.5 настоящего Приложения. Результаты ручной записи измерений заносят в протокол (см.выше). В тех случаях, когда наибольший размах колебаний потенциала трубопроводов, измеряемого относительно МЭС (разность между наибольшим и наименьшим абсолютными значениями этого потенциала) не превышает 0,04 В, колебания потенциала не характеризуют опасного влияния блуждающих постоянных токов. А.8.5 Стационарный потенциал трубопроводов Uст следует определять при выключенных средствах ЭХЗ путем непрерывного измерения и регистрации разности потенциалов между трубопроводом (подающим или обратным) и МЭС в течение достаточно длительного времени – вплоть до выявления практически не изменяющегося во времени (в пределах 0,04 В) значения потенциала, относящегося к периоду перерыва в движении электрифицированного транспорта, когда блуждающий ток отсутствует (как правило, в ночное время суток). За стационарный потенциал трубопровода принимается среднее значение потенциала при различии измерявшихся значений не более, чем на 40 мВ. При отсутствии возможности измерения стационарного потенциала трубопровода его значение принимают равным минус 0,7 В относительно МЭС. Примечание. При определении опасного влияния блуждающего постоянного тока на теплопроводы канальной прокладки электроды сравнения следует устанавливать в зоне затопления или заиливания канала. А.8.6 Разность между измеренным потенциалом трубопровода и его стационарным потенциалом определяется по формуле: U = Uизм - Uст, (1.4) где Uизм - наименее отрицательная и наиболее положительная за период измерений разность потенциалов между трубопроводом и МЭС. Результат вычислений заносят в протокол (см. выше). Для теплопроводов бесканальной прокладки, проложенных в грунтах c высокой коррозионной агрессивностью, влияние блуждающих токов признается опасным при наличии за период измерений положительного смещения потенциала; в грунтах средней и низкой коррозионной агрессивности влияние блуждающего тока признается опасным при суммарной продолжительности положительных смещений потенциала относительно стационарного потенциала за время измерений в пересчете на сутки более 4 мин/сутки. Для теплопроводов канальной прокладки на участках их затопления или заиливания влияние блуждающих постоянных токов признается опасным при наличии за период измерений положительного смещения потенциала (см. выше). А.9 Определение опасного влияния переменного тока А.9.1 Зоны опасного влияния переменного тока определяют на участках трубопроводов, на которых выявлены значения напряжения переменного тока между трубопроводом и МЭС, превышающие 0,3 В. А.9.2 Смещение потенциала трубопровода, вызываемое переменным током, измеряют на ВЭ относительно переносного МЭС до и после подключения ВЭ к трубопроводу через конденсатор емкостью 4 мкф. ВЭ представляет собой пластину, изготовленную из стали ст.3 размером 25х25 мм, толщиной 1,5-2,0 мм. Примечания. На участке трубопровода, оборудованного ЭХЗ, измерения выполняют при отключенных средствах ЭХЗ. На теплопроводах канальной прокладки опасное влияние переменного тока определяют лишь на участках затопления или заиливания каналов. А.9.3 ВЭ устанавливают в специально подготовленном шурфе, подготовку и установку которого производят в следующем порядке. В намеченном пункте измерений над теплопроводом или в максимальном приближении к нему (в плане) в месте отсутствия дорожного покрытия делают шурф глубиной 300-350 мм и диаметром 180-200 мм. Перед установкой в грунт ВЭ зачищают шлифовальной шкуркой ГОСТ 6456 зернистостью 40 и насухо протирают. Предварительно из взятой со дна шурфа части грунта, контактирующего с ВЭ, должны быть удалены твердые включения размером более 3 мм. На выровненное дно шурфа насыпают слой грунта толщиной 30 мм, на нем укладывают ВЭ рабочей (неизолированной) поверхностью вниз и засыпают его грунтом слоем 60-80 мм от дна шурфа. Грунт над ВЭ утрамбовывают с усилием 3-4 кг на площадь ВЭ. Сверху устанавливают переносной МЭС и засыпают грунтом. При наличии атмосферных осадков предусматривают меры против увлажнения грунта и попадания влаги в шурф. А.9.4 Для проведения измерений собирают схему, приведенную на рис. А.5. Используют вольтметр с входным сопротивлением не менее 1 МОм. Измерения производят в такой последовательности: измеряют стационарный потенциал ВЭ относительно МЭС через 10 мин после его установки в грунт; после стабилизации значения стационарного потенциала ВЭ в пределах 1-2 мВ в течение 5 мин подключают ВЭ к трубопроводу по схеме рис. 5 и через 10 мин снимают первое показание вольтметра; показания непрерывно записывают в память соответствующего измерительного прибора или снимают через 10 с в течение не менее 10 мин. I – трубопровод; 2 - датчик потенциала; 3 - переносной медносульфатный электрод сравнения; 4 - шурф; 5 - вольтметр постоянного тока; 6 - конденсатор; 7 - выключатель; 8 - амперметр переменного тока. Рисунок А.5- Схема измерения смещения стационарного потенциала трубопровода под влиянием переменного тока. Среднее смещение потенциала ВЭ за период измерений определяют по компьютерной программе (например, используемой при камеральной работе с прибором ПКИ-02) или по формуле: m Uср = Ui / m) - Uст, мВ (1.5) i=1 где Ui – сумма значений потенциала, измеренного при подключении ВЭ к трубопроводу, мВ; Uст – стационарный потенциал ВЭ; m – общее число измерений. Действие переменного тока признается опасным при среднем значении смещения потенциала в отрицательную сторону не менее, чем на 10 мВ по отношению к стационарному потенциалу. Результаты измерений оформляют в виде протокола Протокол измерений смещения потенциала трубопровода при определении опасного влияния переменного тока Город _______________________________ Вид подземного сооружения и пункта измерения __________________________ Дата _________________________________ Время измерения начало ________________, конец _________________________ Тип и номер прибора ___________________ Класс точности прибора не ниже 1,5 Измеренное значение стационарного потенциала вспомогательного электрода ВЭ относительно МЭС ____________________________________________________ Результаты измерений ,мв t, мин/с 0 10 20 30 40 50 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Камеральная обработка измерений Число измерений Сумма мгновенных значений Средняя величина Среднее значение смещения 1 2 3 4 Оценка опасности коррозии под действием переменного тока ______________________________________________________________________ (опасно, неопасно) Измерил ________________ Проверил _______________ Обработал _______________ А.9.5 Для дополнительной оценки опасности коррозии стальных трубопроводов под воздействием переменного тока измеряют силу переменного тока ВЭ при подключении его к трубопроводу. Для этой цели в цепи ВЭ – конденсатор - трубопровод дополнительно включают амперметр переменного тока с пределами измерений от 0,01 мА (110-5 А) (рис. 5). После подключения ВЭ к трубопроводу измеряют силу переменного тока в течение 10 мин через каждые 10-20 с с записью в протокол. Протокол измерений плотности переменного тока при определении опасного влияния переменного тока Город _______________________________ Вид подземного сооружения и пункта измерения __________________________ Дата _________________________________ Время измерения начало ________________, конец _________________________ Тип и номер прибора ___________________ Класс точности прибора не ниже 1,5 Результаты измерений мгновенной силы переменного тока, мА t, мин/с 0 10 20 30 40 50 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Камеральная обработка измерений Число измерений Сумма мгновенных значений силы переменного тока, J, мА Среднее значение силы переменного тока, J, мА Среднее значение плотности переменного тока, j, мА/см2 1 2 3 4 Оценка опасности коррозии под действием переменного тока ____________________________________________________________________ (опасно, неопасно) Измерил _______________ Проверил _________________Обработал ________________ Среднюю плотность переменного тока рассчитывают по формуле: j=J/6,25, mА/см2, (1.6) где J – среднее значение силы переменного тока за время измерений, мВ; 6,25 – площадь ВЭ, см2. Действие переменного тока признается опасным при средней плотности тока более 1 мА/см2 (10 А/м2). При использовании мультиметров, позволяющих измерять напряжение и силу тока, допускается сначала измерить смещение потенциала ВЭ по п. 3.4 настоящего Приложения, а затем, включив прибор в цепь в качестве амперметра, измерить силу переменного тока на ВЭ. При наличии амперметра и вольтметра одновременно измеряют смещение потенциала ВЭ и силу переменного тока после присоединения ВЭ к трубопроводу. Приложение Б (обязательное) Основные положения методических указаний по стендовым испытаниям защитных антикоррозионных покрытий для подземных стальных теплопроводов Б.1 Стендовые испытания защитных антикоррозионных покрытий для подземных теплопроводов имеет целью в относительно короткий срок выявить защитные свойства покрытий для сопоставительной оценки и отбора наиболее эффективных из них. Б.2 Защитное антикоррозионное покрытие, нанесенное на наружную поверхность стальных труб под тепловую изоляцию, должно обладать высокими защитными свойствами, чтобы в условиях, характерных для эксплуатации подземных тепловых сетей (под воздействием тепла, влаги, одновременным воздействием тепла и влаги, воздействием агрессивных сред и блуждающих токов), обеспечивать надежную защиту трубопроводов от наружной коррозии в течение всего назначенного (расчетного) срока службы тепловой сети. Оценка стойкости покрытия применительно к условиям такой длительной эксплуатации возможна лишь путем ускоренных испытаний. Продолжительность испытаний может быть сокращена за счет проведения их при более жестких, чем эксплуатационные, режимах по температуре, влажности и другим факторам. Б.3 Стендовые испытания не могут в полной мере моделировать эксплуатационные условия работы защитного антикоррозионного покрытия на трубопроводах тепловой сети и, особенно, длительность воздействия тех или иных факторов. Поэтому результаты, получаемые при стендовых испытаниях покрытия на старение, позволяют дать лишь сравнительную оценку защитных свойств покрытия. В задачу испытаний входит не определение срока службы того или иного покрытия, а сопоставительная оценка и отбор наиболее стойких покрытий, способных в течение длительного времени сохранять защитные свойства в эксплуатационных условиях. Б.4 Стендовые испытания защитного покрытия на старение включают следующие основные виды испытаний: на термостойкость; на термовлагостойкость; на воздействие агрессивных сред; на воздействие блуждающих токов. Дополнительно покрытие может быть подвергнуто испытаниям на истирание, в случае, если оно предназначено к применению в бесканальных прокладках тепловых сетей. Б.5 Стендовые испытания защитного антикоррозионного покрытия включают два этапа: предварительные (оценочные) испытания и испытания по полной программе. Предварительные (оценочные) испытания предусматривают проверку термостойкости защитного покрытия в сушильных шкафах (термостатах) и термовлагостойкости в гигростатах. Испытания проводятся на плоских образцах. Испытаниям по полной программе подвергаются защитные покрытия, удовлетворительно выдержавшие оценочные испытания. Б.6 В основу расчета режима испытаний на термостойкость по полной программе положен наиболее распространенный температурный график работы водяных тепловых сетей 150/70 0С и продолжительность стояния минимальных температур наружного воздуха, характерная для средней полосы европейской части России. Анализ климатологических данных показывает, что продолжительность работы водяной тепловой сети с максимальной температурой теплоносителя 147-150 0С для средней полосы составляет, в среднем, около 60 ч в год. За период назначенного (расчетного) срока службы тепловой сети продолжительность работы тепловой сети с максимальной температурой теплоносителя составляет ~1500 ч. Для ужесточения условий испытаний защитного покрытия на термостойкость продолжительность испытаний принята на 25 % больше – 1875 ч, а температура равной 150 0С. Испытания на термостойкость проводятся на моделях труб с тепловой изоляцией и на плоских образцах без тепловой изоляции. Режим испытаний предусматривает периодические (один раз в сутки) снижения температуры до 20-25 0С. Проверка защитного покрытия на термостойкость проводится на 10 моделях труб, имеющих внутренний электрообогрев. Осмотр покрытия производится через 500, 1000, 1500 и 1875 ч. При каждом осмотре две трубы снимаются с дальнейших испытаний, с них удаляется тепловая изоляция, и защитное покрытие подвергается осмотру, при котором определяется изменение внешнего вида покрытия, фиксируется наличие и характер разрушений, проверяется сплошность и адгезия, дается общая оценка состояния покрытия на момент осмотра. Параллельно с испытаниями на моделях труб термостойкость покрытия проверяется на плоских образцах без тепловой изоляции. Основной задачей этих испытаний является проверка изменения физико-механических показателей покрытия при длительном воздействии тепла при высоких температурах. Режим испытаний на плоских образцах аналогичен режиму испытаний на моделях труб; продолжительность испытаний составляет 1875 ч. Осмотр и определение физико-механических показателей производится через каждые 250 ч. На всех образцах проверяется сплошность защитного покрытия, измеряется УОЭС. При осмотрах с испытаний снимается 5 образцов, на которых проверяется ударная прочность, адгезия, гибкость. Б.7 Продолжительность испытаний защитного покрытия на термовлагостойкость по полной программе определяется из расчета двух полных увлажнений тепловой изоляции в год (это соответствует весеннему и осеннему периодам работы тепловой сети), что за назначенный (расчетный) срок службы тепловой сети, принятый равным 25 годам, составляет 50 циклов “увлажнение-сушка”. Испытания проводятся на моделях труб с тепловой изоляцией. При испытаниях продолжительность одного цикла увлажнения и последующего высыхания тепловой изоляции, нанесенной на образец, принята равной одной неделе. Полное увлажнение тепловой изоляции на моделях труб достигается погружением образцов в сосуды с водой. Для испытаний на термовлагостойкость принята температура 75 0С, при которой в условиях подземных прокладок тепловых сетей скорость коррозии стальных трубопроводов достигает максимального значения. Испытания защитного покрытия на термовлагостойкость проводится параллельно на 10 моделях труб и на плоских образцах. Осмотры защитного покрытия на моделях труб производятся через 5,10, 15…50 циклов. При каждом осмотре с испытаний снимаются и освобождаются от тепловой изоляции две трубы. При осмотре определяется изменение внешнего вида покрытия, наличие и характер разрушений покрытия, отмечается наличие и характер коррозии металла под покрытием, проверяется сплошность и адгезия покрытия, дается общая оценка состояния покрытия на момент осмотра. Параллельно с испытаниями на моделях труб термовлагостойкость покрытия проверяется на плоских образцах без тепловой изоляции. В задачу этих испытаний входит определение изменений физико-механических показателей покрытия при одновременном воздействии на него тепла и влаги. Режим испытаний на плоских образцах аналогичен режиму испытаний на моделях труб. Суммарная продолжительность испытаний покрытия на термовлагостойкость в гигростате на плоских образцах составляет 1500 ч. Осмотр и оценка состояния покрытия на образцах производится через каждые 200 ч. На всех образцах проверяется сплошность покрытия, измеряется УОЭС; на части образцов проверяется ударная прочность и адгезия. Б.8 Испытания защитного покрытия на стойкость к воздействию агрессивных сред проводятся в растворе соляной кислоты со значением водородного показателя рН, равного 2,5, в растворе едкого натра со значением рН, равным 10,5, и в 3 %-ном растворе хлористого калия. Продолжительность испытания в каждой из сред принимается равной 3000 ч. Испытания проводятся при комнатной температуре. Осмотр образцов производится через 250-500-1000-1500… 3000 ч. Б.9 Испытания под воздействием приложенных электрических потенциалов проводятся при значениях потенциалов, равных плюс 0,5 В; плюс 1,0 В; минус 0,5 В; минус 1,0 В. Продолжительность испытаний при каждом из указанных режимов составляет 1500 ч. Испытания проводятся при комнатной температуре. В качестве электролита при испытаниях применяется 3 %-ый раствор хлористого калия. Осмотр образцов производится через 250-500-1000-1500 ч. Б.10 При проведении стендовых испытаний защитного покрытия отклонения от заданных режимных параметров должны быть не более: по температуре при испытаниях на термостойкость – 5 0С; по температуре при испытаниях на термовлагостойкость  5 0С; по водородному показателю рН при испытаниях в кислых и щелочных средах 0,5; по напряжению при испытаниях с приложенными электрическими потенциалами 0,05 В. Б.11 После полного цикла стендовых испытаний защитное антикоррозионное покрытие должно сохранять физико-механические показатели, приведенные в разделе 8 настоящего СТО. Б.12 Защитные антикоррозионные покрытия, имеющие первоначальные (до начала испытаний) физико-механические показатели, не соответствующие указанным выше техническим требованиям, стендовым испытаниям не подлежат. Б.13 Для испытаний силикатноэмалевых покрытий, для которых в связи с технологическими особенностями их нанесения не представляется возможным подготовить типовые образцы (модели труб с фланцами и пластины), образцы изготавливаются из стальных эмалированных труб диаметром 325/310 мм. Защитные антикоррозионные покрытия, предназначенные для применения в бесканальных прокладках тепловых сетей, должны быть подвергнуты испытаниям на истирание. Испытания проводятся на трубе диаметром 108х4 мм длиной 1500 мм. В трубе при испытаниях создается циркуляция воды с температурой 70-80 0С. Продолжительность испытания составляет 500 ч. Покрытия должны сохранять защитные свойства после поступательно-возвратных перемещений трубы с покрытием при суммарной длине перемещений 250 м, под нагрузкой на трубу от давления грунта 2300 кгс/м2. В качестве грунта применяется смесь речного песка с 10-15 % (по массе) гравийно-щебеночных включений. Осмотр покрытия производится после полного срока испытаний. При осмотре контролируется сплошность и измеряется толщина покрытия в закоординированных точках. Покрытия, рекомендуемые для защиты от наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей и прошедшие стендовые испытания до 2002 года Наименование защитного покрытия Вид покрытия Структура покрытия по слоям. ГОСТ, ТУ на материалы и изделия (см. Прил. Ю) Общая толщина, мм Степень очистки Способ прокладки. Вид теплоносителя Вид тепловой изоляции Максимально допустимая тем-ра теплоносителя, 0С 1 2 3 4 5 6 7 8 1. Органосиликатное покрытие ОС-51-03 (с термообработкой)* Лакокрасочное Три слоя органосиликатной краски ОС-51-03. ТУ 84-725-83 . Термообработка при температуре 200 0С 0,25-0,30 Первая и вторая Подземная в непроходных каналах. Вода Все виды подвесной тепловой изоляции 180 2. Органосиликатное покрытие ОС-51-03 с отвердителем Лакокрасочное Четыре слоя органосиликатной краски ОС-51-03 (ТУ 84-725-83) с отвердителем (естественная сушка) 0,45 Первая и вторая Подземная в непроходных каналах. Вода Все виды подвесной тепловой изоляции 150 3. Эпоксидное покрытие ЭП-969 Лакокрасочное Три покровных слоя эпоксидной эмали ЭП-969. ТУ 6-10-1985-84 0,1 Вторая Подземная в непроходных каналах. Вода Все виды подвесной тепловой изоляции 150 4. Кремнийорганическое покрытие КО* Лакокрасочное Три покровных слоя покрытия из кремнийорганической композиции КО с отвердителем (естественная сушка). ТУ 88.УССР.0.88.001-91 0,25 Вторая Подземная в непроходных каналах. Вода Все виды подвесной тепловой изоляции 150 5. Комплексное полиуретановое покрытие «Вектор» Лакокрасочное Два грунтовочных слоя мастики «Вектор 1236» ТУ 5775-002-17045751-99 . Один покровный слой мастики «Вектор 1214» ТУ 5775-003-17045751-99 (см. примеч.3) не менее 0,13 Вторая и третья Подземная в каналах всех типов, в технических подпольях, бесканальная, надземная. Вода Все виды тепловой изоляции 150 6. Силикатноэмалевое покрытие из безгрунтовой эмали 155Т* Силикатноэмалевое Два слоя эмали 155Т. ТУ 88-106-86 БССР (гранулят стеклоэмали безгрунтовой марки 155Т БССР) , (ТУ 1390-001-01297858-96 0,5-0,6 Первая Подземная в непроходных каналах; подземная бесканальная. Вода и пар Все виды тепловой изоляции 300 7. Силикатноэмалевое покрытие из эмали МК-5* Силикатноэмалевое Два слоя покровной эмали МК-5. ТУ 2367-002-05282012-2000 0,5-0,6 Первая Подземная в непроходных каналах; подземная бесканальная. Вода и пар Все виды тепловой изоляции 300 8. Металлизационное алюминиевое покрытие* Металлизационное Два покровных слоя металлизационного алюминиевого покрытия. ГОСТ 9.304 0,25-0,30 Первая Подземная в непроходных каналах и в тоннелях, подземная бесканальная; по стенам снаружи зданий, в технических подпольях. Вода Все виды тепловой изоляции 150 9. Алюмокерамическое покрытие* Металлизационное Один слой покрытия плазменного нанесения из смеси порошков алюминия –ПА-4 (или ПА-3) ГОСТ 6058 – 85 % (по массе) и ильменитового концентрата ТУ 48-4236-91 – 15 % 0,2-0,3 Первая Подземная в непроходных каналах; подземная бесканальная. Вода и пар Все виды тепловой изоляции 300 Примечания к таблице 1. Покрытия, отмеченные знаком *, наносятся на трубы только в заводских условиях. 2. Металлизационное алюминиевое покрытие следует применять для трубопроводов с теплоизоляцией из материалов, имеющих рН не ниже 4,5 и не выше 9,5. 3.Для комплексного полиуретанового покрытия «Вектор» в качестве грунтовочных слоев допускается применять мастику «Вектор 1025» ТУ 5775-004-17045751-99. 4. Графа 5 таблицы - согласно ГОСТ 9.402 : Первая степень очистки характеризует поверхность, при осмотре которой через лупу с 6-кратным увеличением продукты коррозии не просматриваются. Вторая степень очистки характеризует поверхность, при осмотре которой невооруженным глазом продукты коррозии, пригар, остатки формовочной земли и другие загрязнения не обнаруживаются. Третья степень очистки характеризует поверхность, до 5 % площади которой покрыто прочно сцепленной окалиной, литейной коркой. Приложение В (справочное) АКТ приемки защитного антикоррозионного покрытия г. ___________________ " _____ " ________________ 200 __ года Объект ______________________________________________________________________ Комиссия в составе представителей: строительно-монтажной организации ____________________________________________ _____________________________________________________________________________ (наименование организации, должность, инициалы, фамилия) Заказчика ____________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ (наименование организации, должность, инициалы, фамилия) Генерального подрядчика _______________________________________________________ _____________________________________________________________________________ (наименование организации, должность, инициалы, фамилия) составила настоящий акт о нижеследующем: __________________________________________________________________________ (наименование сооружения, строительных конструкций, их краткая техническая характеристика) __________________________________________________________________________ (описание выполненного защитного покрытия) Объем выполненных работ ___________________________________________________ Дата начала работ __________________________________________________________ Дата окончания работ _______________________________________________________ Работы выполнены в соответствии с ППР, технологической инструкцией по нанесению покрытия и отвечают требованиям их приемки. Документация на покрытие представлена в полном (неполном) объеме. __________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ Качество выполненных работ: Толщина антикоррозионного покрытия на трубопроводе Подающий ___________________________________________________________________ Обратный ____________________________________________________________________ Адгезия антикоррозионного покрытия к металлу трубопровода Подающий ___________________________________________________________________ Обратный ____________________________________________________________________ Сплошность антикоррозионного покрытия Подающий ___________________________________________________________________ Обратный ____________________________________________________________________ Видимые дефекты антикоррозионного покрытия на трубопроводе Подающий ___________________________________________________________________ Обратный ____________________________________________________________________ Качество антикоррозионного покрытия на трубопроводе проверил ____________________ _____________________________________________________________________________ (ФИО, должность) Представитель строительно-монтажной организации ______________________ Представитель Заказчика _______________________ Представитель Генерального подрядчика ______________________

Похожие:

	Стандарт организации ОАО рао «еэс россии» сто 17230282. 27. 010. 001-2007 Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации "еэс россии"		Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации... Оэтс и экспертными организациями, выполняющими профильные работы по противокоррозионной защите и базируется на применении международных,...
	Методические указания по организации учета топлива на тепловых электростанциях рд 34. 09. 105-96 Утверждено Российским акционерным обществом энергетики и электрификации "еэс россии" 12. 05. 96 г		Анкета зарегистрированного лица (для физических лиц) Эмитент: Открытое... Серия, номер: 47 02 004427 выдан: Управлением внутренних дел г. Дивногорск Красноярского края дата выдачи: 25. 09. 2003
	Правила безопасности в газовом хозяйстве Разработаны и внесены госгортехнадзором России с участием специалистов ао "Гипрониигаз", ао "Мосгазниипроект", ао "Росгазификация",...		Акционерное общество энергостройснабкомплект еэс Пао «фск еэс» мэс урала в 2017 году по титулу «Оснащение пассажирскими транспортными средствами филиалов пао «фск еэс»», по титулу...
	Оказания услуг по передаче электрической энергии Открытое акционерное общество энергетики и электрификации Кубани (сокращенное наименование ОАО «Кубаньэнерго»)		Согласовано главгосэнергонадзором россии Настоящие Правила составлены рао «еэс россии». С вводом их в действие отменяются Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического...
	Отчет ОАО «интер рао еэс» Предварительно утвержден Советом директоров ОАО «интер рао еэс» от 16. 05. 2013 (протокол заседания Совета директоров от 16. 05....		Объем и нормы испытаний электрооборудования Утверждены начальником Департамента науки и техники рао "еэс россии" А. П. Берсеневым 8 мая 1997 г