Цитата:
Сообщение от Антон ЭХЗ
Выходит, что это делает организация-подрядчик. Сам я как инженер ЭХЗ (по совместительству) не имею права взять какую-либо методику и выполнить по ней это обследование? И вот это из госта " раз в 5 лет в местах повышенной коррозионной опасности" -эти места определять исходя из удельного сопротивления грунта если значение менее 20 Ом/м, я правильно понимаю?
|
1. Ну почему же - не можете? Можете, но это будет не коррозионное обследование, а (как я называю) "лабораторная работа" (по аналогии с "лабами" в школе/техникуме/институте). Ни кто у вас права сделать это не отнимает, просто результаты не будут легитимными. Почему - см. в сообщении ниже (лицензия, аккредитация, аттестация специалистов и проч.). С другой стороны - коррозии без разницы, кто ее остановит - простой монтер с "тремя классами церковно-приходской школы" или выпускник "керосинки" (РГУ им Алексеева) с красным дипломом.
2. Не совсем. Я не в курсе, по каким критериям определяют щас зоны высокой, повышенной или умеренной коррозионной опасности в нефтянке. В Газпроме - в соответствии с СТО 9.2-002, и к тому же с 2015 (если мне не изменяет память) понятие "повышенная коррозионная опасность" - упразднено, есть только деление на зоны ВКО и УКО. А признаков несколько - кроме грунта, еще температура продукта, наличие пересечений с другими трубами, переходы а/д-ж/д, пересечение/сближение с ВЛ 110 кВ и более, отстойники очистных сооружений, наличие сероводорода / болота, и т.д.