Page 30 - NYRKOVA_AREF

28

повітряного переходу газопроводу) до 0,138 і оцінена, як «низька»; на відстані 3 км
від КС – 0,95 і оцінена, як «дуже висока». Слід відмітити, що на відстані 3 км від
КС, ділянка газопроводу А прокладена через яр на глибині 1,6 м, ґрунтові води
знаходяться на рівні тіла труби, а суглинистий ґрунт сприяє затриманню вологи
навколо труби, що може призвести до відшарування стрічкового покриву, чим
обумовлено «дуже високий» сумарний вплив чинника «корозія», рис. 19, а (крива 1).
На ділянці застосовані двошовні труби, тому хоча б один зі швів з високою
ймовірністю буде знаходитися у контакті з ґрунтовою вологою.
Сумарний вплив чинника «захист від корозії» в цьому місці також оцінено як
«дуже високий», рис. 19, а (крива 2), оскільки за результатами раніше проведених
обстежень градієнт потенціалів на цій ділянці становив від -3 мВ до 100 мВ, що,
згідно з СОУ 60.3-30019801-070, вказує на пошкодження покриву. Сумарний вплив
чинника «механічні напруження» на цій ділянці оцінено як «дуже високий»
внаслідок прогину ділянки. Ймовірність корозійного розтріскування, розрахована за
даними наземного технічного діагностування, знаходиться в межах від 0 до 0,23 і
оцінена як «низька», незважаючи на локальну «дуже високу» ймовірність
корозійного розтріскування за результатами аналізу проектної, виконавчої та
експлуатаційної документації. На цій ділянці захисні потенціали не виходять за межі
нормованого ДСТУ 4219 діапазону: поляризаційний потенціал становить -1,05 В.
Задовільний стан активного та пасивного захисту забезпечує «низький»
сумарний вплив чинника «захист від корозії», рис. 19, б (крива 2). Висока
корозивність ґрунту (внаслідок високої швидкості ґрунтової корозії та слаболужного
рН), наявність лінії електропередач (ЛЕП) і автодороги у радіусі менше 1 км
обумовлює «дуже високий» вплив чинника «корозія», рис. 19, б (крива 1).
Сумарний вплив чинника «механічні напруження», як і за даними проектної,
виконавчої та експлуатаційної документацій залишається «дуже високий», рис. 19, б
(крива 3), внаслідок прогину газопроводу на цій ділянці. Таким чином, за
результатами оцінювання на магістральному газопроводі А виявлена потенційно
корозійно-небезпечна ділянка. Слід відмітити, що на цій ділянці в період
експлуатації відбулася аварія через корозійне розтріскування.
Розроблена методика впроваджена для технічного діагностування лінійних
ділянок магістральних газопроводів в ДК «Укртрансгаз».
У восьмому розділі наведено практичні рекомендації щодо захисту
потенційно корозійно-небезпечних ділянок магістральних газопроводів діаметром
(820- 1420) мм. Процедуру технічного діагностування магістральних газопроводів
після шурфування рекомендується доповнити оцінюванням в лабораторних умовах
схильності трубної сталі до корозійного розтріскування у модельному ґрунтовому
електроліті або водній витяжці з ґрунту з досліджуваної ділянки згідно з методикою
розділу 3.
Захист на потенційно корозійно-небезпечних ділянках треба проводити згідно
з вимогами ДСТУ 4219 захисними покривами, виготовленими в заводських чи
базових умовах, класу В (дуже посиленого типу), таких конструкцій: тришаровий
полімерний (ґрунтовка на основі термореактивних смол, термоплавкий полімерний
підшар, захисний шар на основі екструдованого поліолефіну), двошаровий
полімерний (термоплавкий полімерний підшар, захисний шар на основі