Page 264 - DISS_NYRKOVA

264

m
σ  σ  0,2
0,9 k н (7.10)

σ 0,2 - мінімальне значення границі текучості за технічними

умовами на труби, МПа;

m , k - коефіцієнти, прийняті відповідно до СНиП 2.05.06.
н
Чисельне значення, тобто сумарний вплив основного і додаткових

чинників «механічні напруження» для i-тої ділянки газопроводу, за даними

наземного технічного діагностування та лабораторних досліджень,

визначають за формулою:


1
r N fi  N f i   m 1 G kNf  . (7.11)
k
Ймовірність корозійного розтріскування ділянки магістрального

газопроводу за даними наземного технічного діагностування обчислюють

за результатами чисельного визначення показників усіх чинників

корозійної небезпеки згідно з табл. 7.7 – 7.11 з урахуванням їх вагових

коефіцієнтів за формулою:

n  m 
R fi  r C  r Z  r N   r fji 1   k 1 G kf 


fi
fi
fi
j 1 (7.12)
Для обчислення ймовірності корозійного розтріскування ділянки
магістрального газопроводу за наземного технічного діагностування та

лабораторних досліджень згідно з рівняннями (7.4), (7.7)–(7.12) розроблено

комп’ютерну програму із застосуванням електронних таблиць Excel.

Максимальне можливе значення ймовірності корозійного

розтріскування ділянки магістрального газопроводу наближується до

одиниці, що відповідає 100 %-вої потенційній корозійній небезпеці,

табл. 7.12.