Cтраница 1
Опыт эксплуатации магистральных газопроводов говорит о том, что си-туации, требующие вмешательства системы управления, можно разделить на две группы. [1]
Опыт эксплуатации магистральных газопроводов и данные испытания труб до разрушения показали, что требований СНиП достаточно для исключения хрупких разрушений лавинного типа, однако вязкие протяженные разрушения при этом не исключаются. [2]
Опыт эксплуатации магистральных газопроводов показывает, что на последних участках можно аккумулировать до 20 % газа суточной потребности. [3]
Опыт эксплуатации магистральных газопроводов, в частности, в ООО Баштрансгаз, подтверждает это. [4]
Опыт эксплуатации магистральных газопроводов в других странах показывает, что затраты труда на обслуживание газопровода могут быть значительно сокращены. Так, по данным группы специалистов Главгаза, выезжавших в 1958 г. в Канаду, Трансканадский газопровод протяженностью 3776 км имеет на обслуживании линейной части штат 102 человека, или 2 8 человека на каждые 100 км против 38 человек на наших газопроводах. [5]
Опыт эксплуатации магистральных газопроводов показал, что необходим сплошной, а не выборочный тедеконтроль устройств электрохимической защиты. [6]
Опыт эксплуатации магистральных газопроводов показывает, что на последних участках можно аккумулировать до 20 % газа суточной потребности. [7]
Опыт эксплуатации магистральных газопроводов большого диаметра показал, что в летние периоды эксплуатации в связи с высокой температурой наружного воздуха и грунта транспортируемый газ не успевает охлаждаться до температуры грунта на участках между КС, в результате чего происходит повышение средней температуры газа, что увеличивает расход энергии на транспорт, в некоторых случаях приводит к потере устойчивости труб, их разрывам и уменьшению надежности линейной части, себестоимость же транспорта газа увеличивается. [8]
Из опыта эксплуатации магистральных газопроводов известно, что с наибольшей пропускной способностью газопроводы эксплуатируются в зимний период, с наименьшей - в летний. Для газопровода, расположенного в Средней Азии, в соответствии с [44], можно принять, что в зимний период средняя температура окружающей среды равна 7 С, в летний и весенне-осенний - соответственно 28 и 14 С. [9]
Из опыта эксплуатации магистральных газопроводов известно, что КРН происходит при напряжении стальной стенки трубы 0 6 - 0 7 от значения предела текучести, и наиболее интенсивно проявляется на газопроводах диаметром 1220 - 1420 мм с антикоррозионным покрытием липкими полимерными лентами трассового нанесения. Колонии трещин локализуются в зонах отслоения пленочной изоляции в условиях нестационарного увлажнения тела трубы грунтовыми водами специ-фич. [10]
Так, например, опыт эксплуатации магистрального газопровода, построенного в 1952 г. из труб с продольным швом, показал, что примененные методы сварки практически обеспечили почти полное отсутствие дефектов и герметичность поперечных стыков, сваренных на монтаже. Одновременно было установлено, что качество заводских продольных швов не отвечает предъяляемым требованиям, вследствие чего после первого года эксплуатации выявилась необходимость остановить газопровод на капитальный ремонт. [11]
Причиной отказа могут быть начальные дефекты, которые почти неизбежны при самых высоких требованиях к технологическому процессу изготовления и монтажа и дефекты, возникающие в металле под действием нагрузки в процессе эксплуатации. Опыт эксплуатации магистральных газопроводов в наиболее коррозионно-опасных зонах показал, что развитие коррозии имеет специфический характер. Очаги коррозии ( группы язв и отдельные каверны) развиваются локально. [12]
Таким образом, давление газа в ночное время за счет накопления его в газопроводе растет, а днем за счет выдачи аккумулированного газа производительность газопровода увеличивается. Опыт эксплуатации магистральных газопроводов показывает, что на последних участках можно аккумулировать до 20 % газа суточной потребности. Учет неравномерности потребления газа позволяет правильно планировать подачу газа от источников газоснабжения, определять режим работы буферных потребителей, а также координировать работу отдельных элементов системы газоснабжения. При этом очень важное значение имеет выбор режимов давления газа в распределительных газопроводах. [13]
Защита от атмосферных перенапряжений линий выпрямленного гока, на которых подвешены провода, соединенные с анодным заземлением ( сопротивление таких заземлений не должно превышать 0 5 ом), не предусматривается. Обычно СКЗ монтируют вблизи газопровода, что не требует устройства воз-цушной линии с подвеской провода. Если источник гока СКЗ ( выпрямитель генератора и др.) установлен вдали от газопровода и сооружена отдельная линия, на которой подвешен провод, соединенный с газопроводом, на концевой опоре линии должен быть установлен молниеотвод с разрядником или воздушным промежутком. Опыт эксплуатации СКЗ магистральных газопроводов показывает, что, эффективная грозозащита ЛЭП и электрооборудования катодных станций может быть достигнута только при применении комплекса мероприятий на всех уча-гтках электрической цепи. [14]
Естественно, что отказы линейной части характерны и для зарубежных магистральных газопроводов. Однако из-за конкуренции газотранспортные компании стараются скрывать данные об аварийных ситуациях. Единая статистика в целом по странам не публикуется, поэтому провести сравнительный анализ с отечественными газопроводами не представляется возможным. Очень интересен опыт эксплуатации магистральных газопроводов в США, протяженность которых в конце 1972 г. составляла более 420 тыс. км. Большие резервы газа в хранилищах ( в 1971 г. - 21 5 % от общего годового потребления газа) позволяют газотранспортным компаниям США практически бесперебойно снабжать потребителей газом. Поэтому компании имеют возможность скрыть аварийные ситуации и особенно аварийные остановки для ликвидации свищей и трещин, учитывают только крупные аварии. Однако и публикуемые данные позволяют составить некоторое представление об аварийности на магистральных газопроводах за рубежом. [15]