Page 277 - DISS_NYRKOVA

277

На наш погляд, це можна пояснити тим, що комбінація середньої

агресивності ґрунту та слабколужного значення рН за відсутності інших

негативних впливів обумовлює «підвищений» сумарний вплив чинника

«корозія», рис. 7.4, б (крива 1). Локальне підвищення сумарного впливу

чинника «захист від корозії», рис. 7.4, б (крива 2) можна поясинти

підвищеним значенням швидкості залишкової корозії до 0,03 мм/рік при

існуючому стані електрохімічного захисту. Сумрний вплив чинника

«механічні напруження» є «дуже високим», рис. 7.4, б (крива 3) внаслідок

складного рельєфу місцевості, де розташована ділянка.

Таким чином, за результатами оцінювання встановлено, що на

дослідженому магістральному газопроводі В виявлені три ділянки з

підвищеною ймовірністю корозійного розтріскування. Серед них є ділянка,

на якій зафіксовано аварію з приводу корозійного розтріскування, яка

розташована на км 74,5 (ПК 745+00).

7.2.4 Оцінювання ймовірності корозійного розтріскування на

ділянці магістрального газопроводу С розміром 720 мм × 7,5 мм

Для розрахунків застосовані наявні дані результатів обстеження

ділянки магістрального газопроводу С довжиною 1,02 км (від км 214,180 –

км 215,205).

Газопровід на ділянці, що досліджується, побудований та введений в

експлуатацію у 1968 р. з труб розміром 720 мм 7,5 мм. Труби виготовлені

на Челябінському трубопрокатному заводі у 1967 році згідно з ЧМТУ 524-

63 зі сталі 17ГС по ЧМТУ 1025-63. Проектний тиск на газопроводі –

5 МПа, робочий тиск – 4,5 МПа. Тиск на газопроводі поблизу зруйнованої

ділянки становив 4,3 МПа.

Газопровід ізольований бітумно-гумовою мастикою з гумовою

крихтою з склополотном. Ділянка газопроводу розташована на рівнинній,

відносно сухій, місцевості, по сільсько-господарських угіддях, без