ОЦЕНКА ПОТЕНЦИАЛЬНОЙ ОПАСНОСТИ КОРРОЗИОННОГО РАСТРЕСКИВАНИЯ ПОД НАПРЯЖЕНИЕМ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Кисель Вячеслав Андреевич

студент 4 курса, механический факультет НОУ СПО Волгоградский колледж газа и нефти ОАО «Газпром», г. Волгоград

E-mail: N.Tolmaheva@vcgo.ru

Савеня Сергей Николаевич

научный руководитель, преподаватель НОУ СПО Волгоградский колледж газа и нефти ОАО «Газпром», г. Волгоград

В России сосредоточена треть мировых разведанных запасов природного газа, и здесь во второй половине XX-го века создана мощная газовая промышленность, ядром которой является ОАО «Газпром».

Трубопроводы, входящие в состав Единой системы газоснабжения (ЕСГ) ОАО «Газпром», представляют собой сложную территориально-распределённую сеть. Несмотря на то, что по сравнению с другими видами транспорта трубопроводный транспорт является одним из наиболее надёжных, на газо- и продуктопроводах Общества ежегодно происходит до 25—30 аварий, или от 0,18 до 0,2 аварий на 1000 км в год. На протяжении последних 5—7 лет этот показатель остается относительно стабильным. Однако существует ряд предпосылок, свидетельствующих о наличии опасности роста аварийности на трубопроводах ОАО «Газпром» [1].

Одной из основных причин отказов протяженных подземных трубопроводных систем является коррозионное растрескивание под напряжением (КРН), называемое в отечественной терминологии стресс-коррозией, развивающиеся на внешней, катодно-защищенной поверхности подземных газопроводов [1; 7; 11].

Наибольшее число аварий приходится на газопроводы высокого давления диаметром 1420 мм являющимися основным звеном в транспортировке природного газа [14].

Коррозионное растрескивание под напряжением (КРН), представляет собой специфический вид разрушения трубопровода, сопровождающегося возникновением и развитием на его внешней поверхности трещин с аномальным соотношением длины и глубины [8].

Макроскопически трещины распространяются перпендикулярно направлению действия растягивающего напряжения при небольших внешних деформациях или почти без них. В основе таких разрушений лежат микроскопические синергетические (т. е. возникающие в результате длительного и обязательно одновременного воздействия на металл механических на­пряжений и особых коррозионно-агрессивных сред) взаимодейст­вия элементов дефектной структуры трубной стали с компонентами среды [12].

Процесс КРН протекает в несколько стадий: инкубационный период, в течение которого в результате взаимодействия напряженного металла с коррозионной средой образуется концентратор напряжения (часто в виде питтинга), образование трещины и ее рост до критической величины, при достижении которой происходит механическое разрушение (долом) материала. При этом выделяются три стадии процесса:

·     образование зародышевых дефектов, завершающееся возникновением микротрещин;

·     субкритический (стабильный) рост зародышевых дефектов;

·     конечный быстрый долом при достижении размеров субкритических трещин критических размеров [13].

В настоящее время различают два вида стресс-коррозии магистральных трубопроводов: при высоком значении рН (более 9) и при рН, близком к нейтральному (7,5 и менее) Первыми были зарегистрированы случаи «классического» КРН, названного карбонат-бикарбонатным, или КРН при высоком рН [12]. Благодаря интенсивным исследованиям, механизм этой формы КРН трубных сталей изучен достаточно хорошо, понятен и не вызывает дискуссий [8; 9]. Другая, «неклассическая», форма КРН зарегистрирована при авариях магистральных газопроводов сравнительно недавно (последние 10—15 лет) [15]. Она названа КРН при низком (или близком к нейтральному) рН и изучена еще недостаточно. В отечественных публикациях она редко выделяется как самостоятельная форма.

Внешний признак обоих типов КРН — группы или колонии трещин вблизи очагов разрушений, ориентированных преимущественно вдоль оси трубы. Трещины имеют различную глубину. При этом, при классическом КРН развитие трещин протекает межкристаллитно, а при неклассическом, определяемом диффузией водорода в стенку трубопровода и возникновением огромных (в сотни МПА) разрушающих давлений, транскристаллитно. Трещина, развиваясь в ширину и глубину может привести к разрушению газопровода [5].

Кинетика классического КРН определяется в значительной степени условиями пассивации, обусловленными спецификой образования защитных коррозионных пленок. В трещине, заполненной электролитом, создаются оптимальные условия для возникновения гальванопары, при этом дно выступает в роли анода, а берега являются катодом. В процессе коррозии на анодном участке образуется тонкая защитная оксидная пленка. Если пленка сохраняет целостность, то она является барьером для воздействия окружающей среды и стресс-коррозия не развивается. Однако пленка является хрупкой и при пластической деформации разрушается, что дает возможность развития стресс-коррозии. Следовательно, скорость пластической деформации, т. е величина напряженно-деформированного состояния является главным условием развития данного вида КРН [13].

Причиной внутренних (остаточных) напряжений являются неодинаковые линейные или объемные деформации соседних объемов металла, для которых характерно то, что они существуют внутри конструкции (изделия) без приложения внешних усилий Различия внутренних напряжений проявляются в характере их распределения по макро- и микрообъемам изделия, а также в конкретных факторах, приводящих к неоднородным деформациям [8].

Напряженно-деформированное состояние металла трубопровода возникает в стенке трубопровода от действия ряда технологических, монтажно-строительных и геодинамических факторов. Остаточные напряжения в трубах возникают от упругого изгиба участков трубопровода, от подвижек земной коры, циклического характера внутреннего нагружения (пульсации давления), что характерно, например, на участках примыкающих к «высокой» стороне компрессорных станций, участков трубы примыкающих к тройниковым соединениям, регуляторам давления, неравномерность нагрева и охлаждения материала трубы при сварочных работах [12].

Температурный фактор влияет на концентрацию НДС, при высокой разности температур между продуктом и внешней средой соприкасающейся со стенкой трубы. При значительных теплоперепадах, возможен рост напряжений, вплоть до деформации стенки [6].

Нарушение проектного положения трубопровода, образование вмятин, изгибов, овальностей, дефектов металла в процессе испытаний и пусконаладочных работ приводят к деформациям материала, что помимо утонения стенки трубопровода приводит к накоплению напряжений [7].

Наиболее опасными местами с точки зрения инициирования НДС являются участки, на которых возможно изменение несущей способности грунта и подвижки трубопровода: прохождение его по болоту, пескам, вечно мерзлым грунтам, на границе раздела сред и др. [9].

Статистика свидетельствует о том, что аварии на газопроводах происходят неравномерно по трассе. Отмечается тенденция повторных аварий практически на одних и тех же километровых отметках либо в границах, ограниченных ли­нейными кранами, где происходит от 4 до 6 аварий, причем участки отказов по причине КРН различались по типу почв, и микробиологической активности среды [11].

На практике получили методы диагностики стресс-коррозионных повреждений трубной стали, базирующиеся на непосредственном выявлении и оценке параметров стресс-коррозионных повреждений (трещин), на основе регистрации изменений физических параметров непосредственно с ними связанных. Такие методы можно условно разделить на три основные группы: внутритрубные; «контактные», определяющие стресс-коррозионные трещины на расстоянии не более 10 см от трубы в шурфах; с помощью автоматизированных систем (АЭ-системы, коррозионный мониторинг и т. п.) дистанционные, диагностирующие наличие трещин без открытия труб [10].

Объективная оценка надежности и безопасности, длительно эксплуатирующихся трубопроводов с дефектами КРН невозможна без достоверного представ­ления об их напряженно-деформированном состоянии (НДС). На практике используются косвенные методы, одним из которых является анализ профиля трассы (наличие поворотов трассы, подъемов и спусков газопроводов, отклонений от проектных отметок, переходов через водные преграды и овраги и др.) и дефектов геометрии (вмятин, гофр) по результатам пропуска внутритрубных снарядов — профилемеров [4].

Уточнение же величины НДС и уточненная оценка повреждаемости трубы трещинами КРН выполняется при дообследовании в шурфах. Наиболее распространены приборы, работающие на методах, связанных с измерениями магнитных пара­метров (шумов Баркгаузена и коэрцитивной силы) при воздействии наве­денного магнитного поля (STRESSCAN-500C; КРМ-ЦК-2М), приборы ультразвукового и вихретокового контроля [6].

В ряду новых видов обследований особое место занимает геодезическое позиционирование или определение фактического планово-высотного положения трубопровода. Выявление точных геодезических координат в результате обследования дефектов при использовании спутниковых приемников GPS (Global Position System) позволяет значительно сократить объемы земляных работ при шурфовке [9].

Гидравлическое переиспытание газопровода повышенным давлением с последующим комплексным обследованием — другая схема диагностики его состояния [5].

Время от начала зарождения до достижения критического размера трещин исчисля­ется годами, т. е. существует реальная воз­можность своевременного обнаружения пораженных трещинами участков трубопроводов и их ремонта

В США с этой целью введен в действие документ ANSY/ASME B13G “Manual for determining the remaining strength of corroded pipelines”, являющийся дополнением к стандарту ASME B31 по трубопроводам высокого давления и работы в этом направлении продолжаются (в частности, в институте Баттеля) [15].

Методика, разработанная во ВНИИГазе [89], позволяет оценивать работоспособность участков газопроводов, и, а также стресс-коррозионные повреждения. В ней определены кри­терии и предложены способы выявления участков высокой, повы­шенной и умеренной коррозионной и стресс-коррозионной опасности, которые включены в новую редакцию Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов (ПТЭ) [4].

В ОАО «Газпром» разработана и принята к применению собственная программа «Газнадзор» [2].

Программа ГАЗНАДЗОР-ОД-Ш строит графики зависимости максимальной глубины дефектов от их длины для графической оценки дефектов труб. С её помощью можно выполнить оценку развития дефектов и наметить временной промежуток эксплуатации газопровода до следующей инспекции.

С другой стороны, и в России, и за рубежом, для расчетных оценок НДС трубо­проводных конструкций повсеместно используются традиционные нормативные ме­тодики, базирующиеся на упрощенных линейных соотношениях теории сопротивле­ния материалов, которые не позволяют провести адекватный анализ прочности трубопроводных систем с требуемой на сегодняшний день точностью. На практике это может приводить к занижению остаточного ресурса дефектных труб при высокой концентрации групп «спящих» дефектов и групп дефектов с убывающей скоростью роста. С другой стороны, отсутствует гарантия исключения отказа газопровода на участках дефектов, имеющих аномально высокие (против линейного закона) скорости роста [11].

Дальнейшим шагом на пути совершенствования методов и технологий оценки потенциальной опасности участков трубопроводов с дефектами КРН должен стать подход использования современных достижений в области численного моделирования механики твердых тел, как например, разработанная учеными ЦВТМ ВНИЭФ вычислительная технология «Alfargus» [15].

Предлагаемый метод ранжирования дефектных участков трубопроводов с исполь­зованием вычислительной технологии «Alfargus» основывается на комплексном подходе к оценке степени опасности дефектного трубопровода. То есть заключение о состоянии исследуемого участка трубопровода и сроках его безопасной эксплуатации дается не только с учетом результатов прочностного анализа [15].

В качестве исходных данных для проведения ранжирования используется инфор­мация, содержащаяся в соответствующей строительной и эксплуатационной докумен­тации, результаты технической диагностики, сводки метеорологических наблюдений, информация, включенная в GIS, результаты геологических изысканий и т. д. [7].

Преимуществом данной методики является полная автоматизация процессов вычислений. Работа пользователя сводится к запуску соответствующего программного модуля и вводу в диалоговом режиме нескольких необходимых параметров.

Из приведенного обзора применяемых методов обследования подземных газопроводов ясно, что в настоящий момент выявить наличие стресс-коррозионных трещин без отрытия труб могут только внутритрубные снаряды-дефектоскопы. Однако из-за дороговизны применение этих снарядов оправдано только на сравнительно небольших участках с повышенной стресс-коррозионной опасностью [14].

Локализация таких участков, по мнению автора, очевидно, может быть произведена на основе анализа всех трех условий, определяющих КРН.

Из первого условия следует, что КРН должно в большей степени проявляться вблизи КС, ГРС, ГРП со стороны большего давления, так как на этих участках реализуются максимальные растягивающие напряжения [5].

На основе второго условия предварительную локализацию стресс-коррозионно-опасных участков трубопроводов провести трудно, так как факторы, определяющие неоднородность металла трубы (сварные швы, неметаллические включения, границы зерен и т. д.) встречаются повсеместно.

В то же время очевидно, что в значительной степени выделение стресс-коррозионно-опасных участков зависит от третьего фактора (агрессивности среды).

Именно показатели среды определяют в первую очередь условия инициации КРН. К таким показателям относят исследования характеристик грунтов околотрубного пространства, продуктов коррозии, агрессивных ионов. При исследованиях выполняют оценку типа почвы, электропроводности, окислительно-восстановительного потенциал (ОВП или Eh), влажности, рН, содержания сульфатов и сульфидов, карбонатов и бикарбонатов, количества сульфатредуцирующих бактерий, наличия водотоков, температурный градиент [4].

Совмещением графиков распределения выявленных дефектов (трещин) и коррозионно-активных зон, определяется протяженность потенциально-опасного участка по длине газопровода.

В заключение, можно сделать выводы:

•Стресс-коррозионное растрескивание является наиболее опасным видом повреждений магистральных газопроводов.

•Существующая на сегодняшний день практика предусматривает удаление наиболее крупных дефектов и требует во избежание аварий проведения повторных диагностических обследований с интервалами в несколько лет. При применении комплексного обследования представляется возможным удалить из газопровода все выявленные дефекты (значимые дефекты — заменой труб и мелкие — контролируемой шлифовкой), а также значительно снизить стресс-коррозионную агрессивность почвогрунтов [6]. В этом случае периодичность обследования может составить 10—15 лет, так как в процессе обследования и ремонта газопроводов будут ликвидированы условия развития КРН.

•Проблема стресс-коррозии на действующих МГ относится, прежде всего, к числу проблем почвенной коррозии и должна решаться с учетом закономерностей протекания электролитических и электрохимических процессов в грунтах околотрубного пространства;

•Наиболее эффективным «средством» снижения стресс-коррозионной повреждаемости магистральных газопроводов является исключение или уменьшение влияния факторов, провоцирующих данный вид разрушения.

Список литературы:

1. Абдуллин И.Г. Коррозионно-механическая стойкость нефтегазовых трубопроводных систем. /И.Г. Абдулин, А.Г. Гареев, А.В. Мостовой // Уфа.: Изд-во «Гилем», 2007. — 177 с.
2. Дополнения к инструкции по расследованию аварий руководящий и инцидентов, происшедших по причине коррозионного растрескивания под напряжением (КРН) на объектах ОАО «Газпром» подконтрольных Госгортехнадзору России [Текст] / ВРД 39-1.2-054-2002 М.: Газнадзор, 2002. — 65 с.
3. Зайнуллин Р.С. Критерии безопасного разрушения элементов трубопроводных систем с трещинами / Р.С. Зайнуллин. — М.: Мир, 2005. — 319 с.
4. Инструкция по диагностике и определению на основе анализа факторов риска потенциально-опасных участков в отношении стресс-коррозии на технологических трубопроводах газа компрессорных станций. / — М.: ВНИИ Газ, 2006. — 234 с.
5. Инструкция по обследованию и идентификации разрушений, вызванных коррозионным растрескиванием под напряжением (КРН) / — М.: ОАО «Газпром», 1984. — 118 с.
6. Инструкция по обследованию и ремонту газопроводов, подверженных КРН, в шурфах / ВРД 39-1.10-023-2001 // ООО ВНИИГАЗ. — М.: 2002. — 23 с.
7. Инструкция по классификации стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности. / ВРД 39-1.10-032-2001. // ООО ВНИИГаз. — М,: — 2001. — 22 с.
8. Коллинз Д. Повреждение материалов в конструкциях. / Д. Коллинз // 58-й осенний симпозиум IGE, 24—25 нояб¬ря 1992 г., Лондон. — С. 88—94.
9. Лапынин Ю.Г. Анализ факторов стресс-коррозионного разрушения трубопроводов. / Ю.Г. Лапынин, С.Н. Савеня, А.А. Савеня // Альманах Волгоградского отделения международной академии авторов научных открытий и изобретений, Волгоградское изд. Госуниверситета, 2007. — С. 163—166
10. Лапынин Ю.Г. Методы диагностики стресс-коррозионных повреждений трубной стали. / Ю.Г. Лапынин, С.Н. Савеня И.В. Люкшин // Альманах Волгоградского отделения международной академии авторов научных открытий и изобретений, Волгоградское изд. Госуниверситета, 2005. — С. 278—284
11. Лапынин Ю.Г. Проблемы коррозионного растрескивания под напряжением трубных сталей. / Ю.Г. Лапынин, С.Н. Савеня, А.А. Савеня // Альманах Волгоградского отделения международной академии авторов научных открытий и изобретений, Волгоградское изд. Госуниверситета, 2007. — С. 180—185
12. Москвичев В.В. Трещиностойкость и механические свойства конструкционных материалов [Текст] / В.В. Москвичев — М.: Изд-во ДНТП, 2002. — 335 с.
13. Романов В.В. Коррозионное растрескивание металлов. / В.В. Романов — М.: Машгиз, 1960. — 186 с.
14. Савеня С.Н. Методы диагностики стресс-коррозионных повреждений трубных сталей. / С.Н. Савеня, А.А. Савеня // Вестник ВолгГАСУ Сер.: Техн. Науки. Вып. 6 (20). Волгоград, 2006. — С. 44—47
15. Селезнев В.Е. Методы и технологии численного моделирования газопроводных систем. / В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, Г.С. Клишин. — М.; КомКнига, 2005. — 323 с.