Спросить
Войти
ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ
УДК 621.644.07
Д.О. Буклешев1, e-mail: bukieshev_dima@maii.ru
Прогнозирование возможного диапазона размеров и глубин коррозионных трещин на поверхности магистрального газопровода
Анализ аварий и инцидентов показывает, что основными источниками повреждений при эксплуатации магистральных газопроводов являются локальная коррозия и трещины по принципу коррозионного растрескивания под напряжением. В целях обеспечения безопасной эксплуатации магистрального газопровода необходимо проводить своевременную оценку его технического состояния для выявления имеющихся дефектов и прогнозировать участки, наиболее подверженные дефектообразованию. Для осуществления такого прогноза необходимо установить размер порогового значения коэффициента интенсивности напряжений, при котором на поверхности магистрального газопровода начинается образование трещин.
В статье представлены результаты лабораторных исследований зависимости трещинообразования от наработки магистрального газопровода. Объектом исследования явились образцы трубной стали класса Х-70 в водной вытяжке из проб грунта, отобранного на аварийном участке трассы газопроводов Краснотурьинского линейно-производственного управления магистральных газопроводов (рН 5,5-6,0). По результатам исследования установлено, что дефект, возникающий при коррозионном растрескивании под напряжением, представляет собой зону, образованную большим количеством единичных и взаимодействующих между собой продольных полуэллиптических трещин. Выявлено, что с ростом поверхностной длины трещин наблюдается тенденция к увеличению их глубины. По результатам обследования газопроводов DN 1400 со сроком наработки 5-14 лет при глубинах стресс-коррозионных трещин 6-13 мм определена линейная зависимость между временем наработки до аварии и максимальной глубиной очаговой трещины, соответствующая средней скорости развития стресс-коррозионных трещин - 1,15 мм/год (около 3.10-8 мм/с). Результаты проведенных исследований позволят прогнозировать размеры возможных поверхностных коррозионных трещин в зависимости от срока эксплуатации и рабочего давления магистрального газопровода.
D.O. Bukleshev1, e-mail: buk1eshev_dima@mai1.ru
Prediction of the Possible Range of Dimensions and Depths of Corrosion Crackings on the Surface
The analysis of breakdowns and incidents shows that the principal causes of failures in operation of gas mains are local corrosion and cracks by the principle of stress corrosion cracking. To ensure safe gas main operation it is necessary to perform timely valuation of its operating conditions to identify available defects and predict sections most subjected to defect formation. For the prediction to come true one must fix a threshold value of a stress intensity factor at which defects starts their formation on the gas main surface. The article presents the results of laboratory studies on gas main lifetime dependence from cracking. The focus of studies is sample pipe steels of X-70 class in aqueous extract from soil sampled on the trouble gas pipeline section of Krasnoturinsk hierarchical industrial management of gas mains (North Urals, Russia).(pH 5.5-6.0). Based on the laboratory test data it has been proved that the defect formed in stress corrosion cracking is a zone formed by a great number of single and interactive longitudinal semi-elliptic cracks. It has been also shown that as the surface length of cracks grows their depth tends to grow as well. According to the inspection data of gas lines DN 1400 with operating time of 5-14 years and the 6-13 mm depths of stress corrosion cracks, the article estimates the failure time - hot-spot crack maximum depth linear dependence corresponding to the average growth rate of stress-corrosion cracks to be - 1,15 mm/year (about 3.10-8 mm/s). The results of the studies carried out make it possible to predict sizes of possible surface corrosion cracks depending on gas main life and operating pressure.
№ 11 ноябрь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
ANTICORROSIVE PROTECTION
Анализ состояния поверхности труб с признаками коррозионного растрескивания под напряжением (КРН) позволяет достаточно точно описать особенности зарождения стресс-коррозионных трещин, обнаруженных при обследовании системы газопроводов [1]. Наиболее полное представление о механике зарождения и росте трещин дает диаграмма трещиностойкости, отражающая зависимость скорости роста трещин от порогового значения коэффициента интенсивности напряжений КИН - К4И, позволяющего для конкретных условий нагрузки определить размер порогового дефекта, при достижении которого начинается рост трещины, а также предельные условия разрушения при нагружении до уровня предела прочности [2].
Цель исследования, результаты которого представлены в данной статье, - дать общее описание процесса коррозионного растрескивания газопроводов. В качестве объекта исследования были выбраны образцы трубной стали класса Х-70 в водной вытяжке из проб грунта, отобранного на аварийном участке трассы газопроводов Краснотурьинско-го линейно-производственного управления магистральных газопроводов (рН 5,5-6,0).
МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ
В целях построения диаграммы трещиностойкости образцы были испытаны в лабораторных условиях при комнатной температуре [2, 3]. Использовались полномасштабные образцы стенки трубы с ориентацией направления роста трещины, соответствующего эксплуатационным трещинам. Режим нагру-жения соответствовал статической компоненте нагрузки с периодическим (1 раз в 2 сут) разгружением до 0,1 от уровня статической нагрузки. Полученные результаты (рис. 1) показывают положение области малой зависимости (так называемое плато) скорости роста трещин (10-8 мм/с) от параметра нагрузки [4]. Диаграмма трещиностойкости
Коэффициент интенсивности напряжений Кин, МПА/м Stress intensity factor KIN, MPa/m
i E„ 5 <u
i— te <-> S 8 2 o- Ol
Зависимость скорости роста трещины от коэффициента интенсивности напряжений, по данным лабораторных испытаний
Dependence of crack growth rate on stress intensity factor based on laboratory test results ♦ Результаты лабораторных испытаний Laboratory test results
Рис. 1. Кинетическая диаграмма растрескивания трубной стали класса Х-70 в коррозионно-активной среде - водном растворе почвы с места аварии газопровода
Fig. 1. The kinetic diagram of pipe X-70 steel cracking in corrosion active medium - aqueous soil solution from the gas line accident site
Ссылка для цитирования (for citation):
Буклешев Д.О. Прогнозирование возможного диапазона размеров и глубин коррозионных трещин на поверхности магистрального газопровода // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 11. С. 62-68.
Bukleshev D.O. Prediction of the Possible Range of Dimensions and Depths of Corrosion Crackings on the Surface. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory, 2018, No. 11, P. 62-68. (In Russian)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 November 2018
ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ
ai ч— d о
с; tu о -с
Se: II 16
|| 14 « g 12
Глубина дефекта, мкм Defect depth, pm
aj 4EC о
о -i= а: I—
Рис. 2. Размеры «зародышевых» микротрещин, обнаруженные на поверхности стенки трубы газопровода: а) глубина дефекта; б) длина дефекта
Fig. 2. Sizes of initial microcracks found on the surface of gas line pipe walls: а) defect depth; б) defect length
свидетельствует о том, что характер зависимости скорости роста трещин от нагрузки типичен для коррозион-но-механических испытаний сталей. В то же время прямая экстраполяция полученных данных на эксплуатационные условия требует дополнительного обоснования, поскольку длительность испытаний не превышала 3 тыс. ч. Анализ топографии излома одиночных (изолированных) эксплуатационных трещин (зависимость рельефа излома от глубины трещины или КИН) был выполнен для трещин глубиной до 12 мм. Образцы для исследования были отобраны из поврежденных труб с минимальными вторичными воздействиями [5, 6]. Топография излома стресс-коррозионных трещин до глубины 4-5 мм или, точнее, до значения КИН при эксплуатационной нагрузке 40±2 МПа/м сохраняется практически неизменной.
В рамках исследования расчет критических размеров трещин выполнялся с применением методики определения несущей способности стенки трубы с продольной трещиной по расчетным зависимостям, изложенным в [7]. Переменными параметрами в расчете являлись длина и максимальная глубина трещин, диаметр и толщина стенки трубы и внутритрубное давление. При этом за отдельный дефект принимались поля трещин, разделенные расстоянием, равным, по экспериментальным данным, утроенной толщине стенки.
РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
Определение в рамках исследования минимального (порогового) размера дефекта (цепочки питтингов), от которого трещина способна расти под действием механического фактора, дало следующие значения: для труб из стали класса
Рис. 3. Язвенная коррозия наружной поверхности стенки трубы Fi g. 3. Outer surface pitting corrosion of pipe walls
Х65-Х70 глубина превышает 70-80 мкм, длина - 200 мкм (рис. 2). Полученные значения соответствуют величине КИН около 4,0-5,0 МПа/м. Определение пороговых условий зарождения стресс-коррозионных трещин на основе Kth позволяет прогнозировать влияние некоторых факторов на процесс коррозионного растрескивания. Так, следствием повышения уровня напряжений на трубной поверхности будет уменьшение размера порогового концентратора, что равноценно увеличению количества «зародышевых» трещин и, вероятно, уменьшению расстояния между соседними трещинами (для растрескивания в форме поля трещин). Влияние дефектов меньших размеров ограничено местной поверхностной коррозией без образования трещин (рис. 3).
АНАЛИЗ ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ
Специфика коррозионно-механическо-го роста трещин при статическом или циклическом нагружениях отличается в общем случае меньшим значением Kth, большей скоростью роста трещин в сравнении с воздушным нагружением, а также наличием «плато» на диаграмме трещиностойкости. Рассмотренный подход к описанию механики разрушения [8] указывает на характерные точки на диаграмме трещиностойкости, наиболее значимые с точки зрения анализа кинетики роста трещин. На поверхности поврежденной трубы, как правило, имеется набор трещин разных размеров, от минимальных до максимальных. На начальной стадии
№ 11 ноябрь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
ANTICORROSIVE PROTECTION
а) a) б) b) в) c)
Рис. 4. Виды коррозионного поражения поверхности трубы: а) образование коррозионного питтинга (1500-кратное увеличение); б) зарождение и развитие трещины от питтинга (1500-кратное увеличение); в) растравленные неметаллические включения (500-кратное увеличение) Fig. 4. Types of pipe surface corrosion damage: а) formation of pitting corrosion (1500-multiple extension); b) initiation and growth of pitting cracks (1500-multiple extension); c) aggravated nonmetaUics (500-multiple extension)
а) a) б) b)
Рис. 5. Зарождение коррозионного растрескивания на механических дефектах трубной поверхности: а) трещины на технологической продольной царапине (показаны стрелками); б) трещины на царапинах строительного происхождения (6-кратное увеличение)
Fig. 5. Initiation of corrosion cracking on mechanical pipe surface defects: а) cracks on a process-dependent lengthwise scratch (shown by arrows); b) cracks on scratches from construction (6-multiple extension)
повреждения на поверхности появляются питтинги, чаще всего зарождающиеся на неметаллических включениях (рис. 4).
При этом форма возникающего поверхностного повреждения (растравливание поверхности) воспроизводит форму включений, т. е. имеет продольную ориентацию по отношению к прокатному трубному листу или изготовленной из листа трубе или определяется структурным состоянием металла. Изучение поверхности труб аварийного запаса, неэксплуатировавшихся, показало, что на них также присутствуют поверхностные дефекты указанных пороговых размеров и происхождения. Таким образом, «зародышами» будущих трещин коррозионного растрескивания являются главным образом концентраторы напряжений в местах деградировавших строчечных неметаллических включений приповерхностного слоя трубного металла, оценивающихся более чем в 3 балла [9].
Еще один установленный механизм зарождения поверхностных трещин обусловлен наличием чисто механических поверхностных концентраторов напряжений (царапин, вмятин) технологического или строительного происхождения (рис. 5). В отсутствие указанных концентраторов химического или механического происхождения стресс-коррозионные трещины в ходе эксплуатации не образуются. Из этого следует, что продольная ориентация возникающих стресс-коррозионных трещин в значительной степени определяется ориентацией «зародышевых» пороговых дефектов - строчечных неметаллических включений (механических концентраторов напряжений). Так, расположение «зародышевых» дефектов в поверхностном слое трубного металла, с учетом того что их количество в ходе эксплуатации не увеличивается, обусловливает расположение и размеры будущих колоний трещин коррозионного растрескивания,
определяющиеся начальным состоянием (качеством) труб или поверхностного слоя трубного металла. Наличием «зародышевого» дефекта минимального порогового размера для нормальных условий эксплуатации объясняется избирательность мест растрескивания - отдельных участков малой доли общего числа труб [1, 7]. В трубах, в которых содержание неметаллических включений в поверхностном слое металла оценивается менее чем в 3 балла и без механических поверхностных концентраторов напряжений, коррозионное растрескивание при существующих условиях эксплуатации, в том числе при использовании пленочной изоляции, не наблюдается. Результаты исследования устанавливают положение области «плато» для развития стресс-коррозионных трещин, распространяющейся до значений КИН 41,0-43,0 МПа/м. Дальнейший рост изолированной трещины при соответствующем увеличении КИН происходит
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 November 2018
ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ
Глубина трещины, мм Crack depth, mm
Критические размеры для давления 7,5 МПа Critical dimensions for pressure 7.5 MPa — - Критические размеры для давления 10А МПа Critical dimensions for pressure 10.4 MPa
Рис. 6. Критические размеры продольных трещин. Пример расчета для трубы 1420,0 х 15,7 мм из стали класса Х-70
Fig. 6. Critical sizes of longitudinal cracks. Example calculation for the pipe 1420.0 х 5.7 mm of Х-70 steel
с последовательным увеличением скорости роста трещины до наступления момента сквозного дорыва стенки. Для пластичных трубных сталей потеря несущей способности трубы со стресс-коррозионным дефектом, определяющая наступление стадии сквозного дорыва стенки, произойдет при превышении действующими кольцевыми напряжениями предела прочности в остаточной толщине стенки трубы. Достижение этой стадии определяется такими параметрами, как максимальная глубина имеющихся трещин (что зависит от времени наработки газопровода) и продольный размер дефекта (общая длина зоны, содержащей микродефекты), т. е. исходным состоянием трубы. Уменьшение продольного размера дефекта приводит к увеличению критической глубины трещины (рис. 6). Следует отметить, что, поскольку аварийный разрыв газопровода бывает, как правило, вызван объединением большого числа единичных трещин (образованием поля трещин), указать критическую длину магистральной трещины затруднительно,
в особенности при ступенчатом характере разрыва. В этом случае уточняющие сведения можно получить в результате анализа участка излома, соответствующего стадии вязкого дорыва. Как правило, на критической длине переход от стресс-коррозионной трещины к дорыву осуществляется через этап вязкого отрыва к дорыву срезом. Размеры трещин при обследовании действующего газопровода оцениваются с использованием оборудования неразрушающего контроля (дефектоскопов), фиксирующего наличие трещин и их глубину с определенной погрешностью. Так, показания разных приборов могут различаться в несколько раз при замере глубины одного и того же дефекта, при этом в оценке его длины разночтений может и не быть [10, 11]. Это обусловлено как принципиальными ограничениями использованного метода контроля, так и особенностями конфигурации трещин, которые могут иметь сложный профиль вследствие роста, взаимодействия и объединения отдельных трещин. С учетом неопределенности оценки линейных размеров дефектов целесообразно применять упрощенные методы расчета прочности, используя ограниченные данные о дефекте, например максимальную глубину и длину дефекта. Результаты расчетной оценки критического размера трещины для диапазона условий эксплуатации газопроводов представлены на рис. 7 в виде зависимости максимальной глубины трещины от ее длины для фиксированного внутритрубного давления. На рисунке также приведены размеры трещин, вызвавших разрушение трубы при гидравлических испытаниях участков газопровода. При этом сведения о размерах дефектов в основном получены из актов, составленных по итогам расследования разрушений. Можно видеть, что для каждых конкретных условий эксплуатации существует значение минимальной длины критической трещины, при котором глубина трещины равна толщине стенки трубы. Это означает, что все трещины меньшей длины, даже будучи сквозными, будут являться докритическими, то есть их сквозное прорастание не приведет к быстрому дорыву стенки и последующему аварийному развитию сквозной трещины в продольном направлении. Расчетная оценка критических размеров сделана для единичной трещины. Поскольку действительные критические трещины всегда образованы объединением большого числа «мелких» докритических трещин, разделенных перемычками «живого» металла, расчетная оценка и фактические значения могут отличаться. Размеры значительной части дефектов, вызвавших разрушение, больше, чем можно было ожидать, основываясь на расчетных данных о критических размерах трещин при заданном давлении. Это вызвано тем, что при обследованиях участка разрыва учитывается полная длина дефекта, которая может превышать размеры собственно очага разрушения [2]. Поэтому приведенные расчетные данные о критических размерах трещин показывают, по-видимому, минимальные размеры критических дефектов, вызывающих разрушения. Уровень опасности дефекта может быть уточнен в случае, если
№ 11 ноябрь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
ANTICORROSIVE PROTECTION
Максимальная глубина, мм Maximum depth, mm
Расчетная зависимость для Р = 7,5 МПа Predicted dependence for Р = 7.5 МРа А Размеры дефектов при разрыве в интервале 7,3-8,0 МПа Sizes of defects in case of breaks in the pressure range of 7.3-8.0 MPa
— Расчетная зависимость для P = 9,5 МПа Predicted dependence for P = 9.5 MPa
- - Расчетная зависимость для P = 8,5 МПа
Predicted dependence for P = 8.5 MPa
■ Размеры дефектов при разрыве в интервале 8,0-9,0 МПа Sizes of defects in case of breaks in the pressure range
of 8.0-9.0 MPa
■ Размеры дефектов при разрыве в интервале 9,0-10,0 МПа Sizes of defects in case of breaks in the pressure range
of 9.0-10.0 MPa
Рис. 7. Критические размеры трещин при испытании газопровода повышенным давлением. Труба 1420 х 15,7 мм
Fig. 7. Critical sizes of cracks in high pressure gas line testing. Pipe 1420.0 х 15.7 mm
при обследовании удается выделить зону и размеры собственно очага разрушения [11].
На основании сопоставления размера критической трещины, внутритрубно-го давления и механических свойств металла трубы можно оценить любой из указанных параметров по известному значению двух других параметров, т. е. установить фактические условия произошедшего разрыва трубы [3]. Например, разница между расчетным внутритрубным давлением и рабочим давлением газа в месте разрыва будет однозначно свидетельствовать о наличии признаков действия дополнительных (нерасчетных) нагрузок на тело газопровода. Их источниками могут быть подвижки грунта в районе трубопровода, или динамические нагрузки, возникающие вследствие соседнего разрыва газопровода, либо несоответствие прочностных свойств трубного металла данным сертификата, или завышение длины очаговой трещины. В этом случае для лабораторного исследования с места аварии отбираются представительные пробы металла, не имеющие (по возможности) признаков термического воздействия аварийного происхождения и следов вторичной пластической деформации, вызванной перегрузкой при аварийном разрыве. Осмотр наружной поверхности труб в месте аварийного разрыва может установить некоторые фактические особенности КРН. Если местом начала КРН является граница сплавления продольного шва, это однозначно свидетельствует о наличии заводского исходного трещиноподобного дефекта (концентратора), от которого начался процесс КРН. Статистика аварий показывает, что около трети всех произошедших разрывов, вызванных КРН, локализовано по границе сплавления заводского продольного шва. Одновременное присутствие на наружной поверхности признаков язвенной коррозии и КРН свидетельствует либо о непостоянстве внешних условий на поверхности трубы за время эксплуатации газопровода, либо об изменении преобладающего механизма коррозионной повреждаемости (например, прекращение по тем или иным причинам
процесса КРН и усиление коррозионного воздействия среды) [4]. Особенно это заметно в случае, когда продольные трещины КРН растравливаются до состояния продольных коррозионных канавок, что может указывать на практическое прекращение развития трещин КРН.
Дополнительная информация о процессе КРН по факту аварийного разрыва может быть получена при лабораторном исследовании отобранных проб металла [7, 11]. Фрактографический анализ стресс-коррозионного излома может определенно характеризовать стабильность механической нагрузки в стенке трубы на стадии роста трещин, имевшиеся факты перегрузок и их
ориентировочную хронологию, наличие признаков стабилизации и повторного страгивания трещин КРН. Металлографический анализ позволяет аттестовать состояние металла в месте начала растрескивания, определить уровень воздействия структурных факторов на механизм зарождения трещин КРН, а также выявить некоторые признаки механизма КРН. Возможным источником ошибок при подобных оценках является растравливание образовавшихся трещин, изменяющее топографию излома КРН и ограничивающее наиболее представительную часть излома зоной вблизи вершины трещин, а также вторичная пластическая деформация зоны трещин при разрыве трубы, вызывающая
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 November 2018
ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ
раскрытие трещин за счет локального пластического течения металла в зоне вершины трещины. Последняя особенность в ряде случаев может приводить к некорректной оценке роли пластической деформации вершины трещины в механизме КРН.
ВЫВОДЫ
Установлено, что дефект, образующийся при коррозионном растрескивании, представляет собой зону растрескивания, образованную большим количеством единичных и взаимодействующих между собой продольных полуэллиптических трещин.
В результате лабораторных исследований обнаружена тенденция к увеличению глубины трещин с ростом их поверхностной длины. Произведенная оценка линейных размеров (максимальной глубины и общей длины) аварийных трещин для газопроводов с разным сроком наработки показала линейную зависимость между общим временем наработки до аварии и максимальной глубиной очаговой трещины. Эта зависимость соответствует средней скорости развивающихся стресс-коррозионных трещин 1,15 мм/год (около 3.10-8 мм/с). Найденное значение базируется на результатах обследования газопроводов DN 1400 со сроком наработки 5-14 лет при глубинах стресс-коррозионных трещин 6-13 мм. Полученные результаты могут использоваться для приближенных оценок ожидаемых глубин трещин (или оценки их состояния).
References:
Литература:
№ 11 ноябрь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
