Промышленная безопасность в системе магистральных нефтепроводов - Ямуров Н.Р.
ISBN 5-94218-006-7
Скачать (прямая ссылка):
ности МПа
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
1 209 1278.06 69,278 Вмятина 10,4 --- 240 --- 17 2.35 4,95 44,3 219,1 >14000 >30
2 230 1423.59 69.424 Вмятина 9.8 --- 288 --- 29 2.35 1035 47,1 487,9 3481 7.6
3 324 2197.53 70,198 Вмятина 10,8 --- 288 --- 20 2,23 5,59 40,5 225,6 >14000 >30
4 1055 8767.12 76767 Вмятина 11,4 192 --- 20 2,74 5,49 46.8 257.1 >14000 >30
5 1216 9965,19 77,965 Возможн. 10,8 --- 144 --- 30 2,62 9,79 47,4 464,2 4407 9,6
вмятина
6 1311 10808.54 78,808 Вмятина 10.2 --- 192 --- 27 2,58 9,08 49,6 450,4 5260 11,4
7 1362 Ш 13.36 79.113 Вмятина 10.8 --- 576 --- 33 2.54 10,28 46,0 472.3 4150 9,0
8 1932 16; 23.34 84.123 Вмятина 10.8 --- 144 --- 20 2.78 5.96 50.3 300,0 >14000 >30
9 1991 i6?8i.72 84.385 Вмягина И-0 - 384 --- 7 2.70 1.96 47.9 9.3.9 '14000 >30
_
Промышленная безопасность в системе магистральных нефтепроводов
Продолжение табл. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
10 1995 16393,21 84,393 Возможн. 10,0 71 6 2.78 2.32 54,6 126,6 >14000 >30
вмятина
или труб
11 2192 18107,62 86.107 ная арма- 11 2 96 29 2.27 9.05 39.5 357,7 >14000 >30
тура
Возможн.
]?. 3186 27988.36 95,988 вмятина 10 2 336 29 1.96 9.67 37,7 364.4 >14000 V
Возможн. О
13 4558 40254.84 108.25 вмятина 9.8 _ 192 20 1,84 6.55 36,9 241,7 >14000 >30
Вмятина
14 5116 44688,72 112,68 Вмятина 11.2 --- 288 --- 17 J ,80 4,45 31,3 139,5 >14000 >30
15 5400 47479,04 115.47 Вмятина 10,4 --- 336 --- 29 1,84 9,4 34,7 325,8 >14000 >30
16 5751 51449,82 119.44 Вмятина 10,4 --- 384 --- 27 1,72 8,38 32,4 271,5 >14000 >30
17 5774 51847,85 119,84 Вмятина 10,2 --- 384 --- 17 1,72 4,69 33,1 155,1 >14000 V
о
)} Методические аспекты анализа технического состояния и долговечности
Расчеты показали, что даже после многих лет эксплуатации при существующем разрешенном давлении на выходе НПС равном 2,55 МПа наличие вмятин и участков потерь металла не сильно сказывается на прогнозируемом ресурсе работы МНП при соблюдении необходимого уровня активной защиты от коррозии.
Ремонт отмеченных в табл. 2.7 дефектов можно вести после устранения более опасных дефектов (заплаты на вмятинах и т. п.).
2.3. МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ВЛИЯНИЯ ФАКТОРОВ ТЕХНИЧЕСКОГО РИСКА НА СОСТОЯНИЕ НЕФТЕПРОВОДОВ
В понятие термина «технический риск» принято вкладывать различный смысл в зависимости от содержания задачи и уровня обобщения результатов испытаний с применением математического аппара та В наших рассуждениях под техническим риском понимается «объективная вероятность огказа технологической и технической систем, объекте или их элементов в текущий момент времени».
Отсюда следует, технический риск — это некоторая расчетная величина, представляющая собой вероятность, степень возникновения повреждений, аварий в моменты, когда технологический процесс попадает в нештатные си туации по состоянию оборудования
Основными причинами снижения работоспособности МНП являются дефекты типа потери металла, глубина которых может превышать 80% номинальной толщины стенки трубы нефтепровода, в результате чего появляются свищи и течи в виде очагов разгерметизации трубопровода, сохранение которых приводит к разливам нефти, попаданию нефти в почву, грунтовые воды, атмосферу, что требует проведения специального экологического мониторинга и принятия мер пожаровзрывобезопасносги. Аварийные разливы нефти приводят к потерям нефти, к необходимости реализации мероприятий по устранению ущерба окружающей среде, к дополнительному вложению ресурсов в ликвидацию последствий аварий (ремонт, реконструкция и замена дефектных участков).
Металлургические, строительно-монтажные и иные дефекты, возникающие в процессе строительства и эксплуатации нефтепроводов, также приводят к снижению работоспособности трубопровода из-за повышения вероятности разрушения стенки трубы при проведении процесса перекачки нефти
