Процес визначення залишкового ресурсу об’єкта підвищеної небезпеки та збільшення нормативного терміну його експлуатації

1 Процес визначення залишкового ресурсу об'єкта підвищеної небезпеки (ОПН) та збільшення нормативного терміну його експлуатації, що включає операції дослідження ОПН та виявлення домінуючих видів пошкоджень, що суттєво впливають на ресурс експлуатації окремих ділянок, вузлів, систем ОПН, дослідження впливу ЗОВНІШНІХ факторів, які найбільшою мірою впливають на можливість виникнення і розвитку пошкоджень, відображення результатів досліджень у технічній документації ОПН, розробку плану компенсаційнореабілітаційних заходів, реалізація яких дозволяє Оператору ОПН підготувати Декларацію безпеки і одержати від Контролюючого органу дозвіл на подальшу експлуатацію ОПН або дозвіл на продовження терміну експлуатації ОПН у випадку, коли встановлений раніше нормативний термін його експлуатації вичерпаний, оптимізацію витрат на обстеження ОПН по критерію економічної ДОЦІЛЬНОСТІ, коли вартість реалізації компенсаційно-реабілітаційних заходів по зменшенню ризику не перевищує вартості наслідків ймовірної аварії і/або відмови при збільшеному ризику, який відрізняється тим, що під час дослідження ОПН вимірюють параметри, що характеризують технічний стан ОПН, на основі вимірювань визначають інтегральні характеристики технічного стану ОПН і часові тенденції зміни їх геометричних розмірів, визначають ділянки, вузли, системи ОПН, на які припадає домінуюча частка інтегральної характеристики технічного стану ОПН, відображають результати досліджень у технічній документації ОПН, здійснюють комплекс робіт з удосконалення діючої Системи паспортизації, зіставляють отримані значення інтегральних характеристик технічного стану ОПН та часових тенденцій зміни їх геометричних розмірів з даними інших методів обстеження технічного стану ОПН, виконують розробку плану компенсаційно-реабілітаційних заходів 2 Процес визначення залишкового ресурсу ОПН за п 1, який відрізняється тим, що за результатами розподілу інтегрального показника технічного стану ОПН визначаються ділянки, вузли та системи ОПН, на які припадає домінуюча частка інтегральної характеристики технічного стану ОПН 3 Процес визначення залишкового ресурсу ОПН за п 1, який відрізняється тим, що за результатами розподілу інтегрального показника технічного стану ОПН в цілому по об'єкту визначають терміни та інтервали повторних діагностик ОПН або окремих його ділянок, вузлів, систем 4 Процес визначення залишкового ресурсу ОПН за п 1, який відрізняється тим, що на окремих ділянках, вузлах, системах і ОПН в цілому, які характеризуються максимальною інтенсивністю розвитку пошкоджень, здійснюють оцінку впливу ЗОВНІШНІХ факторів, які їх со со спричиняють. o> Пропонована корисна модель відноситься до процесів і засобів оцінки залишкового ресурсу об'єкта підвищеної небезпеки (ОПН) та збільшення нормативного (амортизаційного) терміну його експлуатації шляхом дослідження з метою визначення інтегральних характеристик технічного стану (ОПН) і на основі отриманих характеристик розро бити план компенсаційно-реабілітаційних заходів та Декларацію безпеки, на основі яких Контролюючий орган видає дозвіл на подальшу експлуатацію ОПН або дозвіл на продовження терміну експлуатації ОПН у випадку, коли встановлений раніше нормативний термін експлуатації ОПН вичерпаний 9473 До (ОПН) відносяться, зокрема, магістральні газо- та нафтопроводи. Авторам не відомі процеси та засоби комплексного визначення залишкового ресурсу ОПН та збільшення нормативного терміну його експлуатації на основі інтегральних характеристик технічного стану ОПН, які б враховували часові тенденції зміни геометричних розмірів різного роду та природи пошкоджень, тому в основу пропонованої корисної моделі поставлено задачу створення такого процесу, який дозволив би визначити інтегральні характеристики технічного стану ОПН та часові тенденції зміни їх геометричних розмірів і на цій основі розробити план компенсаційно-реабілітаційних заходів, реалізація яких дозволила б отримати дозвіл на подальшу експлуатацію ОПН або дозвіл на продовження терміну експлуатації ОПН у випадку, коли встановлений раніше нормативний термін його експлуатації вичерпаний. Таким процесом повинно бути передбачено визначення послідовності і формалізація ряду процедур, пов'язаних а експлуатацією ОПН, які є суворо регламентованими для Оператора та Контролюючого органа і здійснення яких забезпечує необхідну надійність експлуатації ОПН. Згідно з Законом України „Про об'єкти підвищеної небезпеки" попередження аварій, а також профілактика і компенсаційно-реабілітаційна політика здійснюється шляхом виконання процедур: 1. Обов'язковий облік (ідентифікація ОПН); 2. Складання Декларації безпеки; 3. Страхування матеріальних збитків та шкоди, заподіяної громадянам можливою аварією. Основою Декларації безпеки (базового документа перелічених процедур) є вартість і кількість процедур обстеження поточного технічного стану ОПН, на базі яких вона складається. Обстеженням передбачається ідентифікація пошкоджень, що викликають зменшення несучої здатності ОПН внаслідок різного роду і природи дефектів та зміни в часі початкової геометрії дефектів. В кінцевому випадку ці дефекти та зміни можуть призводити до аварії і/або відмови ОПН. Найбільш близьким до пропонованого за технічною суттю є процес визначення залишкового ресурсу об'єкта підвищеної небезпеки (ОПН) та збільшення нормативного терміну його експлуатації, що включає операції дослідження ОПН та виявлення домінуючих видів пошкоджень, що суттєво впливають на ресурс експлуатації окремих ділянок, вузлів, систем ОПН, дослідження впливу зовнішніх факторів, які в найбільшій мірі впливають на можливість виникнення і розвитку пошкоджень; відображення результатів досліджень у технічній документації ОПН; розробки плану компенсаційно-реабілітаційних заходів, реалізація яких дозволяє Оператору ОПН підготувати Декларацію безпеки і одержати від Контролюючого органу дозвіл на подальшу експлуатацію ОПН або дозвіл на продовження терміну експлуатації ОПН у випадку, коли встановлений раніше нормативний термін його експлуатації вичерпаний; оптимізацію витрат на обстеження ОПН по критерію економічної доцільності, коли вартість реалізації компенсаційно-реабілітаційних заходів по зменшенню ризику не перевищує вартості наслідків ймовірної аварії і/або відмови при збільшеному ризику (Деклараційний патент України на корисну модель № 4687, МПК 7 G01N3/00, G01M3/22; опубл. 17.01.2005. Бюл. №1). Недоліком описаного процесу є його недостатня інформативність, обумовлена відсутністю даних щодо характеристик технічного стану окремих ділянок і вузлів ОПН, на які припадає домінуюча частка відмов, а також часових тенденцій зміни геометричних розмірів згаданих ділянок і вузлів. В основу пропонованого процесу поставлена задача створення такого процесу визначення залишкового ресурсу ОПН та збільшення нормативного терміну його експлуатації, який би був більш інформативним за рахунок одержання даних, щодо характеристик технічного стану окремих ділянок і вузлів ОПН, на які припадає домінуюча частка відмов, а також часових тенденцій зміни геометричних розмірів згаданих ділянок і вузлів. Поставлена задача вирішується використанням пропонованого процесу, який, як і відомий процес визначення залишкового ресурсу об'єкта підвищеної небезпеки (ОПН) та збільшення нормативного терміну його експлуатації, включає операції дослідження ОПН та виявлення домінуючих видів пошкоджень, що суттєво впливають на ресурс експлуатації окремих ділянок, вузлів, систем ОПН, дослідження впливу зовнішніх факторів, які в найбільшій мірі впливають на можливість виникнення і розвитку пошкоджень; відображення результатів досліджень у технічній документації ОПН; розробки плану компенсаційнореабілітаційних заходів, реалізація яких дозволяє Оператору ОПН підготувати Декларацію безпеки і одержати від Контролюючого органу дозвіл на подальшу експлуатацію ОПН або дозвіл на продовження терміну експлуатації ОПН у випадку, коли встановлений раніше нормативний термін його експлуатації вичерпаний; оптимізацію витрат на обстеження ОПН по критерію економічної доцільності, коли вартість реалізації компенсаційно-реабілітаційних заходів по зменшенню ризику не перевищує вартості наслідків ймовірної аварії і/або відмови при збільшеному ризику, а, відповідно до пропозиції, під час дослідження ОПН вимірюють параметри, що характеризують технічний стан ОПН, на основі вимірювань визначають інтегральні характеристики технічного стану ОПН і часові тенденції зміни їх геометричних розмірів, визначають ділянки, вузли, системи ОПН, на які припадає домінуюча частка інтегральної характеристики технічного стану ОПН, відображають результати досліджень у технічній документації ОПН, здійснюють комплекс робіт з удосконалення діючої Системи паспортизації; співставляють отримані значення інтегральних характеристик технічного стану ОПН та часових тенденцій зміни їх геометричних розмірів з даними інших методів обстеження технічного стану ОПН; виконують розробку плану компенсаційнореабілітаційних заходів. Особливістю пропонованого процесу є і те, що за результатами розподілу інтегрального показника технічного стану ОПН визначаються ділянки, вузли та системи ОПН, на які припадає домінуюча 9473 частка інтегральної характеристики технічного стану ОПН. Особливістю пропонованого процесу є і те, що за результатами розподілу інтегрального показника технічного стану ОПН в цілому по об'єкту визначають терміни та інтервали повторних діагностик ОПН або окремих його ділянок, вузлів, систем. Особливістю пропонованого процесу є і те, що на окремих ділянках, вузлах, системах і ОПН в цілому, які характеризуються максимальною інтенсивністю розвитку пошкоджень, здійснюють оцінку впливу зовнішніх факторів, які їх спричиняють. Пропонований процес включає операції з визначення інтегральних характеристик технічного стану ОПН та часових тенденцій зміни їх геометричних розмірів; виявлення пошкоджень, що суттєво впливають на ресурс експлуатації окремих ділянок, вузлів, систем і ОПН в цілому; визначення ділянок, вузлів, систем ОПН, на які приходиться домінуюча частка інтегральної характеристики технічного стану ОПН; визначення та дослідження впливу зовнішніх факторів, що спричиняють максимальну інтенсивність розвитку геометричних розмірів дефектів ОПН; відображення результатів досліджень у технічній документації ОПН (у випадку ОПН підвищеної складності, яким є, наприклад, мережа магістральних газопроводів, здійснюється комплекс робіт з удосконалення діючої Системи паспортизації); співставлення отриманих значень інтегральних характеристик технічного стану ОПН та часових тенденцій зміни їх геометричних розмірів з даними інших методів обстеження (в тому числі прямих) технічного стану ОПН; розробку плану компенсаційно-реабілітаційних заходів, реалізація яких дозволяє Оператору підготувати Декларацію безпеки і одержати від Контролюючого органу дозвіл на подальшу експлуатацію ОПН або дозвіл на продовження терміну експлуатації ОПН у випадку, коли встановлений раніше нормативний термін його експлуатації вичерпаний; оптимізацію витрат на обстеження ОПН по критерію економічної доцільності, коли вартість реалізації компенсаційно-реабілітаційних заходів по зменшенню ризику не перевищує вартості наслідків ймовірної аварії і/або відмови при збільшеному ризику. Здійснення Оператором перелічених процедур пропонованого Процесу на першому етапі регламентується чинними нормативно-технічними документами (НТД) різного рівня, згідно з якими окреслюється перелік сервісних процедур з визначення поточного технічного стану ОПН: Державний стандарт України (ДСТУ), Стандарт організації України (СОУ), Відомчі будівельні норми (ВБН), тощо. На другому етапі визначаються і реєструються поточні значення різного роду пошкоджень ОПН за результатами різних методів його обстеження. Другий етап Процесу зобов'язує Оператора внести відповідні зміни за результатами обстежень об'єкта на першому етапі в технічну документацію ОПН. У випадку ОПН підвищеної технічної складності, яким є, наприклад, магістральний газопровід, за результатами обстежень вносяться відповідні зміни в існуючу Систему паспортизації газотранспортної мережі України. Результати обстеження ОПН, отримані на другому етапі, є базовими і використовуються на третьому етапі для визначення інтегральних характеристик технічного стану ОПН та часових тенденцій зміни їх геометричних розмірів. Ці ж дані служать основою для оцінки залишкового ресурсу ОПН та збільшення нормативного (амортизаційного) терміну його експлуатації. На четвертому етапі Оператор узагальнює результати робіт етапів 1-3 шляхом розробки плану компенсаційно-реабілітаційних заходів забезпечення надійної експлуатації ОПН. На п'ятому етапі на основі плану заходів Оператор складає Декларацію безпеки, яка після узгодження з Контролюючим органом є офіційним дозволом на подальшу експлуатацію ОПН або дозволом на продовження терміну експлуатації ОПН у випадку, коли встановлений раніше нормативний термін його експлуатації вичерпаний. Суть пропонованого процесу пояснюється за допомогою графічних матеріалів. На фіг. 1, 2, 3 показано розташування дефектів на ділянці Долина-Росош за даними діагностики, відповідно, у 1997 році; кількість дефектів, що залишились після ремонту у 1997 році; загальна кількість дефектів 2002 році. На фіг. 4 показано графічне відображення випадкової тримірної величини , яка має розмірність об'єму паралелепіпеда зі сторонами, що дорівнюють математичним сподіванням випадкових величин глибини, довжини та ширини дефекту. Приклад. Здійснювали оцінку технічного стану газопроводу на базі даних внутрішньотрубної діагностики (ВД) дільниці Долина-Росош довжиною 100 км газопроводу Долина-Ужгород-Держкордон. Під час згаданого дослідження дільниці газопроводу вимірювали параметри, що характеризували її технічний стан, на основі вимірювань визначали інтегральні характеристики технічного стану дільниці газопроводу і часові тенденції зміни геометричних розмірів, визначали ділянки, вузли, системи дільниці газопроводу, на які припадала домінуюча частка інтегральної характеристики її технічного стану, відображали результати досліджень у технічній документації дільниці газопроводу. Для аналізу були використані результати двох обстежень дільниці, перше - в 1997 р. і повторне - у 2002 р. Під час обох обстежень використовувався внутрішньо трубний діагностичний снаряд (ВДС) фірми Rosen Technologies. Для загального уявлення про отримані результати покажемо їх графічно на прикладі одного з дефектів (глибина пошкодження товщини стінки труби в %), який реєструвався ВДС. На фіг. 1 і 3 графічно показано розміщення цього дефекту по довжині обстеженої дільниці газопроводу. Як бачимо, на елементарній ділянці (0-Ю) км в 1997 р. спостерігалась найбільша кількість дефектів. На цій самій ділянці за діагностикою 2002 року маємо шестикратне зменшення кількості дефектів. На ділянці (10-20) км якісно спостерігається та сама картина. А вже на ділянці (20-30) км маємо ре 9473 зультат цілком протилежний, тобто майже в три рази кількість дефектів за даними діагностики 2002 року збільшилась порівняно з даними діагностики 1997 року. Частково різницю в кількості дефектів на ділянках (0-10) км і (10-20) км за даними обох діагностик можливо пояснити видаленням частини дефектів ремонтновідновлювальними роботами після 1997 року, фіг. 2. Але таке пояснення співвідношення кількості дефектів на дільниці (20-30) км є, принаймні, недостатнім, а скоріше всього некоректним. Аналогічну картину спостерігаємо також і на ділянках (80-90) км та (90-100) км. Однією з причин якісної невідповідності в оцінках співвідношень дефектів за даними двох (кількох) діагностик є, очевидно, видалення частини дефектів після попереднього обстеження, про що говорилось вище. На ділянках (0-10) км, (10-20) км та (20-30) км, після відновлювальних робіт 1997 р. залишилось, відповідно, 23, 5 і 11 дефектів, фіг. 2. Цілком очевидно, що цю кількість дефектів і слід брати для порівняння з кількістю дефектів на тих самих ділянках в 2002 році. З фіг. З маємо: 27 дефектів на ділянці (0-10) км, 8 дефектів на ділянці (10-20) км і 75 дефектів на ділянці (20-30) км. Як бачимо, за п'ять років кількість дефектів на перших двох ділянках незначно виросла, а на третій з порівнюваних ділянок кількість дефектів зросла суттєво: з 11 в 1997 році до 75 в 2002 році. Аналогічний аналіз показує, що суттєве збільшення кількості дефектів у 2002 році порівняно з 1997 роком спостерігається також на ділянках (80-90) км та (90-100) км, фіг. 3. Дані обстеження дільниці газопроводу у 2002 році дозволяють, перш за все, виділити три елементарні ділянки з підвищеним ростом кількості дефектів. Це ділянки: (20-30) км, (80-90) км та (90100) км. фіг. 1, 2, 3. Порівняння кількості дефектів і їх розміщення на довжині обстежуваної в 2002 році дільниці дає можливість лише виокремити три дільниці газопроводу, де спостерігається суттєве збільшення кількості дефектів. Сам по собі цей факт також важливий. Але більш важливою, на наш погляд, є та обставина, що дані двох обстежень газопроводу з розділом у часі 5 років нічого не дає з огляду на зміни геометричних розмірів дефектів, а відсутність даних по зміні геометричних розмірів дефектів унеможливлює оцінку динаміки погіршення технічного стану газопроводу, що є, без сумніву, найголовнішим. Звичайно, ВДС реєструють геометричні розміри дефектів. І для відповіді на поставлене практичне питання досить порівняти геометрію тих самих дефектів у 1997 та 2002 роках. Але тут виникають труднощі з ідентифікацією дефектів за даними різних обстежень. В ряді випадків ці труднощі є практично нездоланними. Наведені міркування привели до ідеї визначення інтегральної оцінки технічного стану газопроводу за даними його обстеження. В основі методу лежить узагальнена оцінка технічного стану газопроводу шляхом врахування всіх зареєстрованих при обстеженні газопроводу дефектів, які в даному випадку грають роль випадкових величин, як членів статистичної вибірки. 8 Роль інтегральних оцінок в такій постановці питання грають числові характеристики відповідних статистичних вибірок: математичне сподівання, дисперсія, стандартне відхилення, мода, медіана, асиметрія, ексцес, тощо. Очевидно, що інтегральні оцінки є зручним інструментом для визначення тенденцій зміни технічного стану як газопроводу в цілому, так і окремих його дільниць (елементарних ділянок). В таблиці 1 для прикладу наведена частина даних обстеження згаданої дільниці в 1997 році. Всього в таблиці 237 рядків, а геометричних розмірів дефектів, відповідно, 237*5=1185. Кожний з дефектів характеризується, таким чином, п'ятьма параметрами. В багатьох випадках глибина дефекту, тобто зменшення товщини стінки труби з тієї чи іншої причини, вважається основною характеристикою дефекту, яка серед згаданих найбільше впливає на несучу здатність труби. Результати статистичної обробки даних табл.1 наведені в табл. 2. Для зручності аналізу результати діагностики 1997 р. представлені трьома статистичними вибірками: загальна вибірка, до якої включені всі 237 зареєстрованих дефектів; вибірка дефектів, які вибрані для ремонту; третя вибірка представлена дефектами, які визнані такими, що не підлягають ремонту. Як бачимо, елементи цих двох останніх вибірок складають множину елементів загальної вибірки за результатами діагностики газопроводу у 1997 році. Аналіз даних таблиці 2 дозволяє зробити очевидні висновки. Передусім зауважимо, що має місце чітке кількісне підтвердження взаємозв'язку числових характеристик вибірок з їх фізичною суттю. Так, наприклад, значення таких числових характеристик, як математичні сподівання (МС) та дисперсії (D) мають бути максимальними у вибірки з елементів, які видаляються під час ремонтних робіт. З іншого боку, ці ж числові характеристики мають бути мінімальні у вибірки елементів, які залишились після ремонтних робіт. Сказане підтверджується даними таблиці 2. Окрім кількісної оцінки тенденцій збільшення геометричних розмірів дефектів труби, дані таблиці 2 дають можливість використання дисперсій характеристик дефектів при визначенні імовірнісними методами несучої здатності труби для ризик-аналізу, В таблиці 2 наведені числові характеристики статистичних вибірок, що приймаються за одномірні функції випадкових величин, які характеризують дефект. Фактично ж, як бачимо з даних таблиці 1, кожному дефекту, наприклад, глибина чи середня глибина, відповідають однозначно ще дві геометричні характеристики: довжина і ширина дефекту. Ці дві геометричні характеристики також можна використати як окремі статистичні вибірки для оцінки дефекту за числовими характеристиками вибірок. Більш загальним і, безперечно, більш представницьким методом оцінки дефекту буде визначення числових характеристик трьохмірної статистичної вибірки, тобто в даному випадку кожен дефект буде характеризуватися трьома параметрами: глибина, довжина і ширина. Представивши дефект газопроводу як такий, що характеризується трьома випадковими вели 9473 чинами, які реєструє снаряд (глибина, довжина та ширина дефекту) і які є незалежні між собою, введемо наступні позначення: X - випадкова величина глибини дефекту Х = {Х1,Х2,...,Хп}, У - випадкова величина довжини дефекту У = {уі,У2,...,уп}, Z- випадкова величина ширини дефекту Z = {zi,z2,..., zn}, та скориставшись теоремою математичної статистики про те, що математичне сподівання добутку довільного числа випадкових незалежних величин дорівнює добутку математичних сподівань цих величин, запишемо формули для визначення математичного сподівання та дисперсії трьохмірної випадкової величини у вигляді МС^ = -3 X X 2 rvyWWZ, п D = 2 2 *yz т Ш а д у а д У ' і ( Х і -v2,x) (y, - v2>y) (z, -v 2lZ ) n їх іу iz В наведених формулах прийняті позначення: MCxyz.Dxyz - математичне сподівання та дисперсія дефекту, як дискретної випадкової трьохмірної величини; п - кількість спостережень випадкової величини; ПіХПіуПі2 - кількість спостережень випадкової величини на і-тому інтервалі її зміни; x,y,z, - значення випадкової величини в центрі і-того інтервалу її зміни; V 2,x'v2,y>v2,z' початкові моменти другого порядку випадкової величини. Випадкова тримірна величина M C x y z , що визначається вище наведеною формулою, має розмірність об'єму. З фіг. 4 бачимо, що це об'єм паралелепіпеда зі сторонами, що дорівнюють математичним сподіванням випадкових величин глибини, довжини та ширини дефекту. Іншими словами, фізичний зміст формули полягає в тому, що з її допомогою ми визначаємо об'єм металу труби, який вона втратила протягом певного часу завдяки корозійним процесам. Отже, формула дає нам інтегральну (більш загальну, більш повну порівняно з одномірною випадковою величиною) характеристику зміни технічного стану газопроводу з причини інтенсивності корозійних процесів. Розсіювання випадкової величини М С , ^ або дисперсія 7 xyz = 2702,4 mm xyz 3 - заданими діагностики в 1997 р., MC 2 3 xyz = 2702,4 mm - за даними діагностики в 2002 р. Як бачимо, математичне сподівання значення дефекту в 2002 р. дещо менше відповідного значення дефекту в 1997 р. Незважаючи на п'ятирічний період між діагностиками, протиріччя тут немає, оскільки формули дають нам об'єм одного дефекту, який представляє статистичну вибірку з 52 замірів у 1997 р. та з 306 замірів у 2002 р. Загальну втрату газопроводом металу через корозію, як інтегральний показник його технічного стану і як показник інтенсивності корозійних процесів за цей період, знайдемо наступним чином: 7 1997 І1 7 = 140.52 см 3 = 1103.12ГРАМ І ху? = МСІу? * N іх іу iz 2 10 MC дає можливість аналітичними ме тодами прогнозувати величину залишкового ресурсу ОПН та оцінювати надійність такого прогнозу. Розрахунки математичного сподівання трьохмірної дискретної випадкової величини дають: 'ху?2 = МС 2 °° 2 * N 2 0 0 2 =697.96 см 3 =5478.95ГРАМ Наведені результати розрахунку показують, що завдяки корозійним процесам втрата металу газопроводом за п'ять років склала 5478,95 грам 1103,12 грам = 4375,83 грам. Як бачимо з фіг. 1, 2, 3, дефекти розподіляються по довжині газопроводу нерівномірно. Ця нерівномірність розподілу свідчить про те, що інтенсивність корозійних процесів також не є величиною сталою на довжині газопроводу. Розподіливши значення інтегрального показника технічного стану ОПН пропорційно кількості дефектів, одержуємо можливість визначення ділянок, вузлів та систем ОПН, на які приходиться домінуюча частка інтегральної характеристики технічного стану ОПН. Результати опрацювання таким чином діагностик 1997-го та 2002-го років наведені в таблиці 3. Представлені в таблиці 3 розрахунки дають можливість оцінити інтенсивність корозійних процесів на виділених ділянках більш точно. Зокрема, в останньому рядку таблиці наведені значення умовної швидкості корозії в мм на рік експлуатації газопроводу. Ці дані дають підставу для визначення черговості та обсягів робіт з внутрішньотрубної діагностики. Разом з тим такі дані є основою для обґрунтування необхідності застосування інших видів діагностичних робіт. Це стосується, зокрема, вивчення причин підвищеної інтенсивності корозійних процесів на деяких дільницях газопроводу та використання прямих спостережень, шурфування тощо. Одержані таким чином дані дають можливість визначити терміни та інтервали повторних діагностик ОПН або окремих його ділянок, вузлів, систем, а також використовуються при розробці планів компенсаційно-відновлювальних заходів і при визначенні залишкового ресурсу ОПН і, як наслідок, дозволяють суттєво збільшити нормативний термін його експлуатації. 11 9473 12 Таблиця 1 № 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 ЗО 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 43 49 50 Дистанція, м Глибина, % 821.52 822.80 883.85 1067.30 1694.00 3065.65 3660.40 3661.80 3661.83 3662.20 3662.50 3662.50 3662.92 4143,00 4219.62 4318.88 4331.22 4837.50 5174.44 5175.18 6316.56 6320.49 6330.50 7032.14 7050.84 7096.76 7147.15 7165.55 7309.21 7324.67 7324.67 7324.68 7338.03 7338.03 7338.17 7343.32 8457.06 8518.87 8519.21 8519,39 8519.50 8519.60 8519.76 8520.10 8520.28 8520.44 8520.57 8520.73 8524.60 8524.94 17 15 11 15 15 26 14 22 16 17 14 12 11 11 15 13 15 10 13 15 21 23 17 27 16 26 10 10 10 11 15 16 13 16 13 18 15 16 18 26 25 25 29 41 29 31 64 16 23 23 Ср. глиб. % Довжина І мм , Ширина t, M M 8 6 6 5 9 11 5 6 5 15 5 5 3 3 9 4 6 3 6 7 10 11 9 9 8 13 3 3 3 3 5 5 5 5 5 7 5 5 7 10 24 8 27 28 29 15 21 6 7 9 23 39 20 53 15 31 40 85 65 39 35 35 85 70 15 60 41 50 25 25 24 22 20 47 22 21 80 80 54 117 58 50 32 68 29 32 72 58 36 37 142 54 120 95 119 23 60 40 72 33 23 39 40 53 60 40 40 85 65 124 35 35 85 70 15 160 41 250 50 50 24 22 20 60 40 40 175 160 100 204 58 50 32 116 60 60 72 58 36 37 83 54 83 83 41 23 80 80 72 33 в, град 340 75 345 235 235 165 120 125 115 125 130 130 130 130 125 280 45 155 120 120 265 245 65 215 260 225 300 35 195 200 150 185 255 270 255 310 135 135 180 185 170 185 185 190 190 185 185 185 185 185 13 14 9473 Таблиця 2 Числові характеристики Загальна вибірка (236 дефектів) Хср., MM Мат. епод. 2,46 Дисперсія 1,97 Квадр. відх 1,4 Y, мм Z, MM 55,33 63,75 1483,7 1234,17 2 35,13 38,52 Діагностика 1997 рік Вибірка після ремонту Ремонтна вибірка (185 дефектів) (52 дефекти) Хср., Хср., Y, MM Y, MM Z, мм Z, мм MM MM 2,61 43,1 2,29 62,5 635,33 1267,65 1,51 25,21 35,6 1,43 0,49 53,8 63,68 1280,22 1582,66 35,7 0,7 39,78 2002 рік Хср., мм 2,4 Y, MM Z, мм 47,44 42,54 1196,3 1 34,59 0,93 699,68 0,97 26,45 Таблиця З Опрацювання результатів діагностик 1997 та 2002 років Інтервал 1997 рік 2002 рік Втр. мет за 5 років Швидк. кор (0-10) км Кшьк. 23 деф. Сер. глиб. 1,36 40,9 Довжина Ширина 62,7 Втр. мет. 629.69 Кільк.деф. 27 Сер.глиб. 1,91 Довжина 53,00 56,07 Ширина Втр. мет. 1203,02 Інтервали (40-50) (30-40) км км (10-20) км (20-30) км 5 11 1 1,19 45,2 59,2 124.98 8 2,26 37,75 42,86 229,63 1,9 28,64 38,27 179.82 119 1,68 31,62 24,75 1228,18 0,53 275 80 91,53 9 1,85 17,67 16,67 38.50 (50-60) км (60-70 ) км (70-80) км (80-90) км (90-100) км 2 6 3 0 1 0 2,28 15,5 15,5 8,60 10 2,50 25,10 25,70 126,59 0,93 35,17 43,5 67,01 16 1,75 30,56 20,63 138,57 1,58 19,67 19,67 14,40 19 2,35 30,95 36,11 391,72 0 0 0 0,00 5 2,84 26,00 21,80 63,18 1,75 100 100 137,38 49 1,76 43,78 28,69 850,32 0 0 0 0,00 44 2,07 44.39 45,86 1455,50 грам 573,33 104,65 1048,36 117,99 71,56 377,32 63.18 712,94 1455,50 мм 0,18 0,21 0,29 0,47 0,18 0,45 0,57 0,3 0,41 7P 80 80 100 Фіг, 1 ДЬпяккс {СИООкм) - s 10 SO Фіг. 2 100 15 9473 16 Ділянки (0*160 км} * 306 дефекті» ~3