Page 253 - DISS_NYRKOVA

253

використовувати дані, що пов’язані з відносним рівнем кільцевих

напружень на ділянці. Для цього необхідно враховувати зміну

внутрішнього тиску газу по трасі газопроводу залежно від відстані ділянки

від КС відповідно до формули:

p p D  2δ 
N di  2δ B   1 ηl i , (7.4)

де l – відстань і-тої ділянки газопроводу від КС, км;
i
p – робочий тиск у газопроводі на виході КС, МПа;
p

D – зовнішній діаметр труби, мм;

δ – товщина стінки труби, мм;

σ – нормативна границя міцності металу труби, МПа;
B
η – коефіцієнт, який враховує ступінь розширення газу на

1
одиницю довжини газопроводу, прийнятий рівним 0,0038 км .
Для визначення додаткових чинників, що пов’язані з основним

чинником «механічні напруження» для i-тої ділянки газопроводу

аналізують ділянки траси зі складними природно-кліматичними та

техногенними умовами (оповзні, болота, яри), особливостями конструкції

лінійної частини магістрального газопроводу. Чисельні показники

додаткових чинників основного чинника «механічні напруження» на

ділянках газопроводу визначають із урахуванням значень, що наведені у

табл. 7.5.

Для обчислення ймовірності корозійного розтріскування ділянки

магістрального газопроводу за даними проектної, виконавчої та

експлуатаційної документації згідно з рівняннями (7.1) – (7.5) розроблено

компютерну програму із застосуванням електронних таблиць Excel.

Максимальне можливе значення ймовірності корозійного

розтріскування на ділянці магістрального газопроводу наближається до

одиниці, що відповідає 100% потенційній корозійній небезпеці.