Содержание к диссертации
Введение
Глава I. Оценка работоспособности трубопроводов нефтегазовых сооружений 8
1.1. Состояние проблемы 8
1.2. Выбор расчетно-экспериментального подхода для исследований 20
1.3. Техническая диагностика трубопроводных систем различного функционального назначения 25
Глава II. Исследование прочности трубопроводных систем 41
2.1. Исследование коэффициентов концентрации напряжений в трубопроводах с дефектами 41
2.2. Выбор критериев прочности 50
2.3. Трубопроводы из полимерных и композиционных материалов 55
2.4. Оценка работоспособности полимерного армированного трубопровода 68
Глава III. Разработка методики оценки работоспособности трубопроводов при динамическом нагружении 75
3.1. Работоспособность трубопроводных систем при динамическом нагружении 75
3.2. Влияние различных дефектов на работоспособность конструкций трубопроводов 82
3.3. Техническая диагностика и оценка ресурса технологических трубопроводов узлов редуцирования 92
3.4. Методика оценки остаточного ресурса технологических трубопроводов 100
Выводы 110
Литература 112
- Техническая диагностика трубопроводных систем различного функционального назначения
- Исследование коэффициентов концентрации напряжений в трубопроводах с дефектами
- Оценка работоспособности полимерного армированного трубопровода
- Техническая диагностика и оценка ресурса технологических трубопроводов узлов редуцирования
Введение к работе
Трубопроводный транспорт играет одну из решающих ролей в современной технике. В настоящее время Россия имеет надежную систему трубопроводного транспорта для нефти и газа и продуктов их переработки -самую протяженную в мире. Реализуются крупные проекты по новой газотранспортной системе, не имеющие мировых аналогов. С другой стороны, трубопроводные системы жилищно-коммунальной отрасли и реального сектора экономики страны практически не модернизировались в течение последних пятнадцати лет и их техническое состояние оставляет желать лучшего. Из изложенного следует актуальность и современность задачи оценки прочности и ресурса трубопроводных систем различного функционального назначения.
Основной целью работы является исследование прочности трубопроводов различного назначения для прогнозирования срока их ремонта или замены. Поставленная цель достигается путем последовательного решения следующих задач:
разработки методик математического моделирования задач исследования напряженно-деформированного состояния (НДС) трубопроводов в статической постановке с учетом возможных дефектов в трубе;
оценки влияния динамических нагрузок на прочность трубопроводов;
проведение комплекса работ по техническому диагностированию трубопроводных систем различного назначения;
обоснованию критерия прочности трубопроводов (в том числе и из полимерных и композиционных материалов) и разработки подходов для оценки остаточного ресурса их эксплуатации.
Работа в целом является теоретико-экспериментальной. Теоретические разработки состоят в математическом моделировании методом конечных элементов (МКЭ) трубопроводных систем для исследования их напряженно-
4 деформированного состояния. Экспериментальные подходы использовались при технической диагностике трубопроводных систем и обосновании критерия прочности трубы.
На защиту выносятся следующие положения:
-подход для комплексного диагностического сопровождения трубопроводных систем различного функционального назначения;
— алгоритм и программный комплекс стохастического метода конечных элементов, позволяющий при расчете наряду с номинальными значениями искомых величин (математические ожидания) получать и их дисперсии;
-установленные закономерности поведения коэффициентов концентрации напряжений в дефектах стальных трубопроводных систем;
-обоснованный критерий прочностной работоспособности трубопроводов, в том числе и из композиционных материалов.
Основными научными результатами, полученными в работе, являются:
-предложенный алгоритм стохастического метода конечных элементов, позволяющий наряду с математическими ожиданиями искомых величин единой процедурой определять и их дисперсии, что важно для вероятностных оценок прочностной работоспособности конструкций;
-установленный эффект снижения уровня коэффициента концентрации напряжений в стальных трубопроводных системах с дефектами в 1,2...1,5 раза при учете реальных диаграмм деформирования трубных сталей с пределом текучести в интервале 380.. .450 МПа;
-сформулированные и обоснованные допустимые уровни напряжений при динамическом нагружении трубопроводов для обеспечения прочности, которые должны составлять стди„. < 0,1астат. при скорости вибрации трубы не более 10 мм/с.
Практическая значимость работы состоит в решении задач, позволяющих:
—оперативно исследовать влияние дефектов на прочность трубопроводов с выдачей рекомендаций по их ремонту, либо замене дефектных участков;
-прогнозировать остаточный ресурс трубопроводных систем и назначать время, необходимой в дальнейшем технической диагностики конструкции;
-разрабатывать технические мероприятия по повышению прочностной
работоспособности трубопроводных систем: использованию
композиционных труб и демпферов; обеспечение «рассогласованности» вынужденных и собственных динамических частот и т.п.
Основные результаты работы в виде полученных методических подходов непосредственно внедрены в практику проектирования и эксплуатации магистральных трубопроводов в ООО «Лукойл-Пермь», ООО «Газпром трансгаз Чайковский» и для различных водоводов в г.Перми в компании «Новогор-Прикамье».
Отдельные результаты работы поэтапно докладывались на II и III Уральских конференциях «Полимерные материалы и двойные технологии» г.Пермь, 1997 и 1999 г.г., научно-технических конференциях «Социально-экономические проблемы развития региона», г. Чайковский 2003 и 2004 г.г., II Всероссийской конференции молодых ученых, преподавателей, аспирантов и студентов г. Ижевск, 2007 г. По теме диссертации опубликовано семь научно-технических статей и тезисов конференций.
Диссертация состоит из введения, трех глав и выводов. Содержит 120 страниц машинописного текста, включая 11 таблиц и 30 иллюстраций.
В первой главе «Оценка работоспособности трубопроводов нефтегазовых сооружений» изложено состояние решаемой проблемы. В качестве аппарата исследования НДС всего класса трубопроводов в работе обосновано использование мощного численного метода - метода конечных элементов. Адекватность математических моделей подтверждена экспериментальными данными. При этом в диссертации исследованы типовые задачи оценки НДС трубопроводных систем при статическом и динамическом характере нагрузок. Вторая глава «Исследование прочности трубопроводных систем» содержит исследования концентрации напряжений в дефектах промысловых и технологических трубопроводах, выбор и
обоснование критерия оценки прочности трубы при наличии несовершенств. В результате обобщения и анализа имеющихся теоретико-экспериментальных результатов по критериям прочности и собственных исследований рекомендовано определять разрушающее напряжение трубопроводов по критерию допускаемых напряжений. При исследовании коэффициентов концентрации в дефектах при этом желательно учитывать вид экспериментальной кривой деформирования материала конструкции, то есть упруго-пластических свойств трубной стали. Предложены критерии прочности труб из композиционных материалов, из которых наиболее перспективными являются трубопроводы из непрерывного базальтового волокна.
В третьей главе «Разработка методики оценки работоспособности трубопроводов при динамическом нагружении» приводятся результаты исследования НДС трубы при динамическом нагружении и оценка их прочности. Динамические нагрузки, в основном, характерны для трубопроводов компрессорных цехов и газораспределительных станций. Анализ показал, что при максимальном уровне статических напряжений ~ 200 МПа динамические напряжения необходимо ограничивать порядком 10...20 МПа, а допустимые скорости вибрации трубопроводов должны быть ограничены величиной 10 мм/с. Устранение повышенных вибраций выявленных методами технической диагностики с привлечением результатов математического моделирования для трубопроводных систем можно реализовать изменением геометрических, жесткостных и массовых характеристик системы.
Техническая диагностика трубопроводных систем различного функционального назначения
В проектах сооружений газовых магистралей предусмотрено применение системы новых технических решений и технологий, направленных, прежде всего, на повышение их надежности, снижение технического риска, повышение их экологической безопасности. Можно считать, что аварии, например, на морских нефтегазовых промыслах должны быть исключены, в силу огромного ущерба, который может быть нанесен окружающей среде. Один из путей подавления коррозии — применение труб с многосложной изоляцией (Волжский трубный завод уже приступил к производству труб по новой технологии с трехслойной их изоляцией).
Вместе с тем, стальные трубопроводы, скорее всего, останутся самыми распространенными в обозримом будущем, при этом оптимальным останется диаметр 1420 мм, причем для сухопутных диаметров давление не будет превышать -100 МПа. Вместе с тем, проводятся интенсивные поисковые исследования по использованию для газонефтедобычи композиционных труб из стеклопластика, которые не подвержены коррозии [23]. Видимо, в ближайшее время этот вопрос разрешиться на основе анализа технико-экономических параметров и накопленного опыта.
На наш взгляд, исключительно перспективными просматриваются композиционные трубы на основе непрерывного базальтового волокна. К сожалению, первый завод по производству такого волокна на основе самой современной технологии будет запущен НПО «Вулкан» в г. Оса Пермского края только в 2008 году.
Следует отметить, что дальнейшее снижение металлоемкости трубопроводов за счет повышения прочностных свойств металла и диаметра труб практически исчерпано. Увеличение прочности труб возможно только при решении проблемы создания трубных сталей, стойких к коррозии под напряжением. Для решения данной проблемы и выпуска высокотехнологичных труб предусматривается комбинация современных способов сталеварения с термической обработкой листового проката, применение металлургических приемов на основе ниобия, что позволит наладить массовое производство труб очень высокой прочности [22].
Однако следует отметить, что механизм торможения трещин, в том числе коррозионных, как будет показано в настоящей работе, очень эффективен для низколегированных сталей (типа 17Г1С, ст. 20) с пределом текучести 380...430 МПа и коэффициентом интенсивности напряжений 60...150 МПа-м ". Высоколегированные стали гораздо более чувствительные к различного рода концентраторам и другим дефектам и, учитывая их стоимость, авторы не видят пока для них перспектив для труб большого диаметра применительно к рассматриваемой проблеме.
Другой важной проблемой для технологических трубопроводов как «сухопутных», так и морских сооружений добычи нефтегаза является модернизация газотурбинных приводов (малой, средней и большой мощности). Потребность в газовых турбинах в качестве приводов для компрессоров на газоперекачивающих станциях России особенно значительна в силу, как огромных масштабов транспорта газа, так и протяженностью газопроводов, большая часть которых предназначена для экспортных поставок. Из общей установленной мощности ГПА на компрессорных станциях порядка 42 млн. кВт основная часть приходится на газотурбинный привод - 36,6 млн. кВт (86,7 %).
В ближайшем будущем наибольшую долю в структуре потребления будут занимать газовые турбины авиационных конвертированных двигателей с «сухими» малоэмиссионными камерами (выброс СО 50 мг/м , NxOy 50 мг/м , с уровнем шума 80 ДВА на расстоянии 1 м от объекта, что соответствует международным нормам). При этом наибольшую потребность будут занимать турбины мощностью 16 МВт, меньшую -6...7 МВт и реже 25 МВт. В оборонном комплексе есть все технологические возможности для производства таких турбин и они уже реализуются. Опытную эксплуатацию турбины проходят в дочерних предприятиях РАО «Газпром», ООО «Мострансгаз», ООО «Газпромтрансгаз Чайковский» и других. При этом поставленная задача по ресурсу таких агрегатов 100000 часов, что обеспечит высокие экономические параметры агрегатов.
Хотя предложения зарубежных турбин на рынке весьма обширны, РАО «Газпром» сделал ставку на отечественных производителей газотурбинных технологий. Для этого РАО «Газпром», например, были профинансированы НИОКР по программам «Урал - Газпром» и «Урал -Газпром-2» под пермский авиационный комплекс. В итоге, были созданы наземные агрегаты в классе мощности 4...25 МВт различного назначения, которые освоены серийно. Ожидается, что дальнейшее развитие газотурбинных технологий пойдет интенсивнее, и они будут развиваться параллельными курсами: путем повышения начальных параметров простого и регенеративного циклов на базе композиционных материалов и систем охлаждения; создания комбинированных агрегатов со сложными более высокими термодинамическими циклами.
Однако здесь возникает одна крупная проблема. Самыми уязвимыми, с точки зрения надежности среди оборудования газотранспортной сети, являются трубопроводные системы (ТС) компрессорных станций. Несмотря на значительную меньшую протяженность по сравнению с магистральными нефтегазопроводами (примерно на порядок) на технологические трубопроводы приходится большее число инцидентов, связанных с внеплановыми остановками и аварийными ситуациями. Последнее объясняется сложностью конфигураций технологических трубопроводов, тяжелыми условиями эксплуатации (в первую очередь динамическим нагружением) и отсутствием резервирования трубопроводных обвязок. Все перечисленное относится и к морским нефтегазовым сооружениям.
Именно поэтому технологические обвязки находятся в зоне повышенного внимания агрегата в целом, как в области технической диагностики, так и в части самых современных расчетов. Эта проблема представляется исключительно актуальной и современной.
Исследование коэффициентов концентрации напряжений в трубопроводах с дефектами
При нагружении образцов на поверхности измеряли магнитные параметры и величины растягивающих и сжимающих напряжений с помощью наклеенных на их поверхность тензометров. В процессе исследований вначале были установлены действующие напряжения в трубопроводной части газокомпрессорных станций.
Исходя из анализа полученных результатов, оптимальным значением параметра MAGN на плоских образцах для датчика типа D1 может быть рекомендовано для растяжения - 20 единиц, для сжатия - 30 единиц. Для датчика типа S1 оптимальное значение параметра MAGN - 40 единиц. Для цилиндрических образцов по датчику S1 значение параметра MAGN — 60 единиц. В процессе исследований были определены действующие напряжения в магистральном трубопроводе на ровном участке и вблизи реки, а также в трубопроводной части газокомпрессорных станций и вале газотурбинного двигателя.
Все измерения на трубопроводах производились путем регистрации магнитных параметров в поверхностном слое объектов измерений глубиной до 0,2 мм в диапазоне частот возбуждения шумового сигнала 3...15 кГц. В каждом месте измерения производились в двух взаимно перпендикулярных направлениях - тангенциальном и продольном. Это важно для трубопроводов. Например, для проведения измерений напряжений в магистральном трубопроводе были выбраны сечения, в которых практически была невозможна подвижка грунта и там, где она предположительно могла произойти. На местности эти сечения располагались на сухом равнинном участке и на склоне у реки при частично обводненном грунте.
В процессе анализа результатов установлено, что наибольшие нагрузки по растяжению и косому изгибу испытывает сечение трубопровода, лежащее на частично обводненном грунте (у реки). Однако уровень эксплуатационных напряжений в бездефектном трубопроводе не превосходит предел текучести трубной стали.
Таким образом, метод МЭБ позволяет описать пространственную картину действующих напряжений и при необходимости определить места экстремумов действующих напряжений.
На действующих морских объектах метод шумов Баркгаузена особенно эффективен при определении зон пластического деформирования материала, например, в промысловых и технологических трубопроводах, деталях и узлах газотурбинных установок и т.п.
В процессе технической диагностики, тем или иным подходом (см. схему рис. 1.10) выявляются также дефектные зоны конструкций и участки, где развиваются высокие уровни эксплуатационных напряжений (статических или динамических). Поэтому методика комплексного диагностического обследования агрегата или сооружения объективно должна включать в себя универсальный пакет прикладных программ математического моделирования процессов и конструкций. В рамках настоящей работы базовым пакетом является ANSYS, о чем будет детально изложено ниже.
Предложенный методический подход справедлив также для трубопроводов жилищно-коммунальной сферы (водоводов большого диаметра) и труб реального сектора экономики - различные промышленные трубопроводы. При этом для внутритрубной диагностики можно использовать снаряды-дефектоскопы магнитного действия. В основном используются снаряды двух типов - профилемеры и дефектоскопы. Снаряды-профилемеры служат для определения внутреннего проходного сечения трубы и фиксируют отключения геометрических параметров: овальность, вмятины, гофры и.т.д. Снаряды-дефектоскопы непосредственно измеряют толщину стенки трубы и различают наружную и внутреннюю потерю металла, а также фиксируют дефекты, расположенные внутри стенки трубы (марки снарядов «Код-М», «Код-2», «Крот»).
Ультразвуковые снаряды обеспечивают высокую точность измерений толщины стенки трубы и глубины дефектов. Прочность измерения толщины стенки 2 мм, глубины дефекта ± 0,5 мм, поперечное разрешение составляет 8 мм, продольное -3,3 мм. При этом обеспечивается высокая повторяемость результатов, четкая идентификация дефектов. В последнее время развиваются также методы неразрушающего контроля трубопроводов на основе акустико-эмиссонных явлений и магнитографические. Однако магнитные снаряды дают меньшую точность определения размеров дефектов типа потери металла, чем ультразвуковые.
Оценка работоспособности полимерного армированного трубопровода
Отечественные полиэтиленовые трубы для газопроводов выпускаются диаметром 16 - 1600 мм по ГОСТ Р50838-95 в прямых фрагментах и бухтах. Фасонные части газопроводных труб: тройники, муфты, крановые седелки, заглушки, переходники, втулки, угольники и т.п. выпускаются по техническим условиям. Кроме того, ПЭ-трубы используют и в качестве футеровки стальных трубопроводов. Пластмассовую трубу вводит в металлическую и крепят к её внутренней поверхности посредством клеевого состава.
Высокой прочностью обладает также поливинилхлорид (PVC), который устойчив к воздействию агрессивных сред, гибок. Однако такие трубы пока не нашли широкого применения в нефтегазовой промышленности.
В наступившем веке всё более широкое применение находят трубы из композиционного материала — стеклопластика. Уже сейчас они начинают доминировать в ЖКХ для водоотведения, и других сетей. Всё шире их применение для сбора и транспортировки нефти. В г. Москва впервые построены первые пешеходные переходы и мосты из стеклопластика. Для изготовления стеклопластиковых труб, армированных стекловолокном или стеклотканью, в качестве связующего применяют эпоксидные, полиэфирные, феноловые и другие смолы [60]. Высокая прочность в сочетании с высокой коррозионной стойкостью позволяет стеклопластику (органопластику) успешно конкурировать со сталью и другими металлами, в связи с чем постоянно расширяется и область применения такой трубы [61]. В настоящее время за рубежом стеклопластиковые трубы используются для строительства газопроводов большого диаметра и организации подводных переходов. Например, при разработке подводных месторождений применяют армированные стальной арматурой стеклопластиковые трубы. Такие конструкции труб рекомендованы Французским институтом нефти для морского бурения на нефть [15]. Гибкие трубы для морского бурения впервые были использованы на месторождении Эмерод в Конго. При этом было задействовано 33 км труб диаметром от 91,4 до 203,2 мм, рассчитанных на рабочее давление 2,6 - 15,3 МПа. Кроме того, такие трубы используются на больших глубинах при работах на месторождениях Северного моря: для вымывания траншей на большой глубине; для соединения линий глушения скважин и штуцерных линий с полупогруженными платформами и судами для морского бурения. Трубы работают под давлением до 70 МПа (армированные металлом), а уровень испытательного давления при этом «105 МПа. Опыт эксплуатации стеклопластиковых труб со стальной арматурой в акватории Северного моря и на Канадском шельфе показал, что их можно использовать для гидравлического бурения под очень высоким давлением.
Кроме того, за рубежом стеклопластиковые трубы применяются для сооружений переходов через лиманы, фиорды, реки, озёра и заливы. При этом значительно упрощается и удешевляется процесс строительства, так как отпадает необходимость в применении специальных механизмов для укладки трубопровода — плеть протаскивают по дну водоёма с помощью лебёдки, установленной на противоположном берегу. Кроме того, при монтаже стеклопластиковых труб исключается операция сварки и отпадает необходимость в электрохимической защите трубопровода в процессе эксплуатации.
Пластиковые трубы подразделяются на два вида: трубы низкого давления (газораспределительных сетей) и трубы высокого давления. Первые изготавливаются без упрочняющих элементов, в основном, методом экструзии (полиэтилен, поливинилхлорид) [60], вторые армируются стекловолокном или даже металлом (для работы под большим давлением), либо комбинировано, и тем и другим.
Наилучшие свойства труб из композиционных материалов достигаются технологией намотки армоматериала на оправку при непрерывной подаче в зону намотки связующего - смолы. Формуют трубы на высокопроизводительных стенках. Скорость выхода готовой трубы « 20 м/час и выше. В качестве армирующего материала могут применяться ленты из стекловолокна или нити с высоким сопротивлением разрыву. Лента (нити) могут располагаться по спирали или перпендикулярно - вдоль трубы и по её окружности и наматываться с помощью натяжных устройств, расположенных вдоль оправки. Длина трубы может быть любой и определяется оправкой, однако наиболее удобны для транспортировки трубы длиной 12 м.
В связи с тем, что трубы из композиционных материалов получили широкое распространение, постоянно проводятся исследования по повышению их характеристик. Прочность армированных труб, в первую очередь, определяется свойствами и расположением армации, поэтому существует достаточно много критериев по оценке прочности конструкций из стеклопластиков [4,23,29,61-63]. Следует отметить, что стеклопластиковые трубы могут работать под давлением более 10 МПа, что снимает ограничения по их применению на морских нефтегазовых месторождениях.
Анализ показывает, что стеклопластиковые (органопластиковые) трубы имеют прочностные характеристики, близкие по уровню к характеристикам металлических труб. Однако они легче и гибче стальных и, самое главное, не подвержены коррозии. Применение таких труб позволяет значительно снизить стоимость строительства продуктопровода [15]. Оценки показывают, что при бестраншейной прокладке труб из композиционных материалов стоимость строительства на 50 % ниже стоимости аналогичной сети из стальных труб.
Строение стенки типовых стеклопластиковых труб и фасонных изделий выглядит следующим образом [4]. Первый стеклопластиковый (армированный термореактивный лайнер) внутренний слой обеспечивает полную герметичность трубы и стойкость к воздействию агрессивной и/или абразивной среды, транспортируемой по трубопроводу. Далее идёт второй — силовой стеклопластиковый слой, который обеспечивает механическую прочность конструкции при совместном действии внутренних и внешних нагрузок в процессе эксплуатации трубопровода. Внешний слой (гель-коут) обеспечивает гладкость внешней поверхности трубы и стойкость к воздействию ультрафиолетовых лучей в неблагоприятных факторах окружающей среды.
Основной задачей, которая решалась в процессе использования стеклопластиковых трубопроводных систем - это обеспечение надёжного «стыка» при сопряжении фрагментов труб и арматуры. Эта задача была успешно решена, а варианты соединений по российским технологиям показаны на рис. 2.7. Представленные варианты, являются хорошо освоенными на практике и решают все вопросы изготовления практически любых трубопроводных систем.
Техническая диагностика и оценка ресурса технологических трубопроводов узлов редуцирования
Изучение отказов линейной части магистральных трубопроводов позволяет распределить их причины следующим образом. Заводские дефекты труб, включая дефекты заводских сварных швов; дефекты сварных соединений труб, выполняемых на сварочно-монтажных базах и в трассовых условиях; повреждения труб при их транспортировке и монтаже; повреждение трубопроводов сельскохозяйственными машинами; перенапряжение труб, обусловленное различного рода отклонениями; перенапряжение труб в результате воздействия на них неучтенных нагрузок; коррозия; нарушение правильного режима эксплуатации; прочие причины [3,4].
Заводские дефекты труб: металлургические дефекты (слоистость стенок труб, закаты, неметаллические включения, плены); использование сталей с пониженными характеристиками прочности, пластичности, вязкости; отклонение геометрических характеристик от заданных (толщина стенки, диаметр трубы, величина притупления кромок); дефекты заводских сварных швов (непровары, ослабление околошовных зон основного металла, трещины, царапины и задиры, наносимые на металл в процессе изготовления труб, места ремонта заводского сварного шва).
Дефекты сварных соединений, выполняемых в полевых условиях, в основном те же, что и в заводских сварных швах. Механические повреждения труб при транспортировке, строительстве и эксплуатации приводят к вмятинам, царапинам, задирам, приваркам «заплат», «корыт», приваркам различного рода крепежных элементов, к утонению торцевых участков труб при перетаскивании их волоком, к сквозным повреждениям, гофрам.
Перенапряжение труб реализуется: при дополнительном к проекту искривлению трубопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях вплоть до образования гофр; при принятии в проектах недостаточно обоснованных конструктивных решений; при неучете продольных сил в трубах и продольных перемещений и т.п. Перенапряжение возникает и при неучете таких нагрузочных факторов как силовое воздействие оползающих грунтов при укладке труб в тело оползней, при размыве подводных трубопроводов, колебаниях участков трубы под воздействием водяного потока и т.п.
Коррозия труб приводит к образованию различных выемок, каверн, свищей, уменьшению толщины стенки трубы. Сплошная равномерная коррозия охватывает значительные участки труб; сплошная неравномерная коррозия за одно и то же время разъедает стенки труб в разных зонах на различную глубину. При местной коррозии происходит разрушение металла на локальных участках в форме язв, точечных разъеданий, сквозных проржавлений. Для трубопроводов работающих в среде сероводородного газа характерно образование в металле микротрещин; металл насыщается атомарным водородом, что резко снижает его пластические свойства. «Охрупчивание» металла с одновременным образованием микротрещин быстро приводит к разрушению труб. Особенно активно эти процессы происходят в зоне сварных швов, где нарушения кристаллической решетки металла значительно больше, чем в основной трубе [71, 72].
К отказам могут приводить и нарушения требуемого режима эксплуатации трубопровода: повышение рабочего давления, несвоевременное обследование участков, что не позволяет оперативно оценить критическое состояние трубопровода: выпученные участки, размывы труб в руслах рек, участки с интенсивной коррозией и т.п. В силу случайного характера заранее точно предсказать, какой из. перечисленных выше возможных дефектов явится причиной отказа трубы, нельзя,однако некоторую ориентировочную оценку можно получать на базе статистического анализа отказов, которые уже имели место на действующих трассах трубопроводного транспорта.
На рис. 3.3 приведены данные по разрушениям магистральных трубопроводов на основании большого числа опытных наблюдений в зависимости от различных причин. Анализ результатов рис. 3.3 показывает, что несмотря на непрерывное совершенствование защитных мероприятий против коррозии отказы трубопроводов от этой причины составляют постоянно примерно половину всех происходящих разрушений [4]. следует из анализа рис. 3.5, влияние коррозии при поперечном разрушении трубы дает схожий пластический характер разрушения для трубной стали как по основному металлу, так и в зоне влияния сварного шва. Более 50 % наблюдаемых отказов связанно с внешней коррозией газопроводов. Для обеспечения гарантийного срока эксплуатации 33 года основными продолжают считать задачи электрохимической защиты труб, а также контроля состояния защитного покрытия, особенно для трубопроводов в водной среде. Эти задачи актуальны для обеспечения требуемого ресурса эксплуатации конструкций [73].
