Оценка влияния напряженного состояния подземных газопроводов на их стойкость к коррозионному растрескиванию Ляпичев Дмитрий Михайлович

Содержание к диссертации

Введение

ГЛАВА 1.Состояние вопроса 10

1.1 Коррозионное растрескивание под напряжением как предельное состояние газопроводов 10

1.2 Представления о процессе коррозионного растрескивания под напряжением металла газопроводов 17

1.3 Подходы к оценке влияния на стойкость к коррозионному растрескиванию труб напряженного состояния металла и возможного изменения коррозионно-механических свойств 32

1.4 Цели и задачи диссертационного исследования 40

ГЛАВА 2. Выбор критериев оценки влияния напряженного состояния металла газопроводов на стойкость к коррозионному растрескиванию 41

2.1 Использование многопараметрического критерия оценки стойкости металла газопроводов к коррозионному растрескиванию под напряжением 41

2.2 Параметр оценки влияния условий нагружения 49

2.3 Параметр оценки факторов, определяемых свойствами металла 85

ГЛАВА 3. Разработка методики модельных испытаний для оценки влияния напряженного состояния на стойкость металла к коррозионному растрескиванию 87

3.1 Определение необходимого вида нагружения 87

3.2 Определение схемы нагружения, формы и размеров лабораторных образцов 93

ГЛАВА 4. Влияние двухосного нагружения на стойкость металла к коррозионному растрескиванию под напряжением 115

4.1 Экспериментальная оценка влияния двухосного напряженного состояния 115

4.2 Методика определения потенциально опасных участков 122

Заключение 134

Список использованной литературы 135

• Подходы к оценке влияния на стойкость к коррозионному растрескиванию труб напряженного состояния металла и возможного изменения коррозионно-механических свойств
• Параметр оценки влияния условий нагружения
• Определение схемы нагружения, формы и размеров лабораторных образцов
• Методика определения потенциально опасных участков

Введение к работе

Актуальность темы исследования

На протяжении последних десятилетий коррозионное растрескивание под напряжением (КРН) является одной из основных причин аварийных отказов линейной части магистральных газопроводов Единой системы газоснабжения Российской Федерации. В 2004 году дефекты КРН впервые были обнаружены на технологических трубопроводах компрессорных станций (КС), а в 2010 году на КС «Таежная» магистрального газопровода «Ямбург – Западная граница» произошел первый аварийный отказ технологических трубопроводов КС по причине КРН.

Большое количество дефектов КРН, выявляемых на линейной части
магистральных газопроводов и технологических трубопроводах КС,

свидетельствует о значительной актуальности задачи предотвращения аварийных отказов по причине развития данных дефектов.

Учитывая, что аварийные отказы газопроводов характеризуются повышенным риском поражения персонала и дорогостоящего оборудования, обеспечение их безаварийной работы в условиях протекания процесса КРН видится одной из наиболее актуальных задач трубопроводного транспорта.

Общепризнано, что на возможность зарождения и скорость

последующего развития дефектов КРН влияет множество факторов, одним из которых является напряженное состояние металла газопроводов. Тем не менее, несмотря на значительное количество исследований, посвященных проблеме КРН, влияние данного фактора к настоящему моменту малоизучено.

Степень разработанности темы исследования

Большинство исследований влияния напряженного состояния на стойкость металла газопроводов к КРН ограничиваются оценкой коррозионно-механических характеристик металла в одноосном напряженном состоянии, нехарактерном для металла подземных газопроводов.

Немногочисленные исследования процесса КРН металла, находящегося в

двухосном напряженном состоянии, как правило, ограничиваются

экспериментальным исследованием коррозионно-механических характеристик металла при одном постоянном значении отношения первого главного напряжения ₁ ко второму ₂ (₁/₂=const) и их сравнением с соответствующими характеристиками при одноосном напряженном состоянии. Выводом таких исследований чаще всего является только констатация факта влияния второго главного напряжения без количественной оценки степени его влияния.

Наименее изученным является влияние напряженного состояния, характерного для металла газопроводов при эксплуатации на стойкость к КРН труб, изготовленных из современных сталей классов прочности К65 и выше.

Цели и задачи работы

Целью работы являлось совершенствование подходов к обеспечению
безаварийной эксплуатации газопроводов путем развития методов оценки
влияния их напряженного состояния на стойкость металла к коррозионному
растрескиванию, а также получения экспериментальных данных о влиянии
напряженного состояния подземных газопроводов на стойкость к

коррозионному растрескиванию металла труб класса прочности К65.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

1) Анализ результатов отечественных и зарубежных исследований в области оценки напряженно-деформированного состояния подземных участков газопроводов и его влияния на стойкость металла к коррозионному растрескиванию.

1. Разработка критериев оценки системы «окружающая среда – металл газопровода – транспортируемый газ» для определения возможности протекания процесса КРН, а также определение параметров оценки влияния напряженного состояния газопроводов на стойкость металла труб к коррозионному растрескиванию.

2. Разработка экспериментальной методики оценки влияния двухосного

напряженного состояния на стойкость металла труб к коррозионному

растрескиванию.

4. Разработка методики ранжирования участков газопроводов по степени влияния напряженного состояния на возможность протекания процесса коррозионного растрескивания.

5. Экспериментальная оценка стойкости к зарождению дефектов КРН металла труб из стали класса прочности К65 в зоне технологического концентратора напряжений при отношении номинальных главных напряжений 0,1а/а0,3.

Научная новизна

1) Показано, что при отношении главных напряжений aja<0 увеличение

а способствует протеканию локального анодного растворения в вершине дефекта КРН, а при о/о>0 увеличение величины а снижает стойкость металла

в вершине дефекта КРН к водородной хрупкости.

2) Установлено, что при изгибе широких образцов, вырезанных поперек
оси трубы, реализуется двухосное напряженное состояние с различным
отношением главных напряжений о/а зависящим от соотношения ширины к

толщине образцов, а также от коэффициента Пуассона испытываемого материала.

3) Показано, что при изгибе образцов с отношением ширины к толщине
b/t>10 максимальное достигаемое отношение главных напряжений ег/ег ~ ju,

что соответствует отношению а /а , реализуемому в металле прямолинейного

пр кц

трубопровода, нагруженного внутренним давлением и жестко защемленного в грунте.

4) При испытании металла труб класса прочности К65 на стойкость к
зарождению дефектов коррозионного растрескивания в сложном напряженном
состоянии, выявлено, что при увеличении отношения номинальных главных
напряжений aja₁ от 0,1 до ju протяженность инкубационного периода процесса

КРН в околонейтральных средах может сокращаться на величину до 30%.

Теоретическая и практическая значимость работы

На основании теоретических и экспериментальных исследований предложен многопараметрический критерий оценки стойкости металла газопроводов к КРН и определен входящий в него параметр, характеризующий влияние напряженного состояния на возможность перехода трубопроводов в предельное состояние - зарождение и развитие трещин коррозионно-механической природы.

Предложена методика определения потенциально опасных в отношении КРН участков технологических трубопроводов КС, учитывающая влияние напряженного состояния на стойкость металла к зарождению и развитию дефектов КРН.

Результаты работы внедрены в систему диагностического обслуживания объектов компрессорных станций магистральных газопроводов, реализуемую ОАО «Оргэнергогаз», а также использованы при разработке стандарта организации ООО «Газпром трансгаз Югорск» по защите технологических трубопроводов от коррозионного растрескивания под напряжением.

Методология и методы исследования

Использовался комплексный метод, включающий численный анализ напряженно-деформированного состояния металла труб газопроводов методом конечных элементов, экспериментальные исследования коррозионно-механических характеристик трубной стали К65 в различном напряженном состоянии.

Положения, выносимые на защиту

1. Метод многопараметрической оценки системы «окружающая среда -металл газопровода - транспортируемый газ» при определении возможности протекания процесса КРН.

2. Теоретическое обоснование характера влияния второго главного напряжения а₂ на протекание процесса коррозионного растрескивания металла труб газопроводов при а МФО.

3. Результаты расчетной оценки напряженного состояния лабораторных образцов, моделирующих двухосное напряженное состояние металла труб подземных газопроводов.

4. Методика модельных ускоренных лабораторных исследований стойкости к коррозионному растрескиванию металла труб в напряженном состоянии с отношением ₂/₁ в интервале [0; ], где – коэффициент Пуассона металла образцов.

5. Результаты экспериментальной оценки стойкости к зарождению дефектов КРН образцов стали класса прочности К65 с концентратором напряжений при отношении номинальных главных напряжений 0,1₂/₁0,3.

Степень достоверности и апробация результатов

Достоверность научных положений обоснована и подтверждена использованием современных методов и средств исследований. Обработка расчетных и экспериментальных данных осуществлялась общепризнанными методами регрессионного анализа.

Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на:

1. Ежегодных международных молодежных научных конференциях
«Нефть и газ», Москва, 2010, 2012, 2013, 2014.

2. IX-й, X-й всероссийских конференциях молодых ученых специалистов
и студентов «Новые технологии в газовой промышленности (газ, нефть,
энергетика)», Москва, 2011, 2013.

3. I-й Российской научно-практической конференции «Актуальные
вопросы нефтегазового строительства», Москва, 2012.

4. Круглых столах «Трубопроводный транспорт углеводородов»
Российских выставок с международным участием «Трубопроводные системы»,
Москва, 2012, 2014.

5. V-й Международной научно-технической конференции и выставке
«Газотранспортные системы: Настоящее и будущее (GTS-2013), Москва, 2013.

6. XX-й Международной деловой встрече «Диагностика», Бечичи,

Республика Черногория, 2013.

7. 31-м, 32-м и 33-м тематических семинарах «Диагностика
трубопроводов и оборудования компрессорных станций», Небуг, 2012, 2013;
Светлогорск, 2014.

8. X-й Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные
проблемы развития нефтегазового комплекса России», Москва, 2014.

9. Заседании НТС ОАО «Оргэнергогаз», Видное, 2015.

10. Расширенном заседании кафедры «Термодинамика и тепловые
двигатели» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, Москва, 2015.

Публикации. По тематике диссертации опубликовано 7 работ - в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки Российской Федерации.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы (103 наименования, в том числе – 22 на иностранных языках), 73 рисунков и 4 таблиц. Общий объём диссертации – 146 страниц.

Подходы к оценке влияния на стойкость к коррозионному растрескиванию труб напряженного состояния металла и возможного изменения коррозионно-механических свойств

Тем не менее, действующие нормативные документы в области проектирования МГ (СП 36.1330.2012 [3], СТО Газпром 2-2.1-249-2008 [4], ГОСТ 55989-2014 [5]) регламентируют расчет на прочность только с учетом предельных состояний ПО1-ПО3. В действовавших ранее нормативных документах на проектирование МГ – СНиП II-Д.10-62 [6], СНиП II-45-75 [7], СНиП 2.05.06-85 [8], СНиП 2.05.06-85 (2000) [9] также учитывались только эти предельные состояния.

Нельзя не отметить, что все указанные документы (за исключением ГОСТ 55989-2014 [5], область определения которого – МГ с рабочим давлением свыше 10 МПа) базируются на методике, изложенной более 50 лет назад в работах авторов метода расчета трубопроводов по предельному состоянию.

При этом в расчетных методиках этих документов используются понижающие коэффициенты для расчетного сопротивления металла труб, зависящие, помимо прочего, от качества металла и технологии производства труб.

Таким образом, нормативные документы все же в определенной степени учитывают влияние тех факторов, отказ от рассмотрения которых на этапе проектирования был основанием для учета в исходной методике только предельных состояний ПО1-ПО3, что ставит под вопрос обоснованность отказа от рассмотрения дополнительных предельных состояний в действующих нормативных документах.

Очевидно, что веским основанием для отказа от учета предельных состояний ПД1-ПД3 может является близкая к нулевой вероятность их наступления при эксплуатации МГ.

Анализ статистических данных об аварийных отказах МГ показывает, что до середины 80-х годов прошлого века оснований для переработки норм проектирования не было, так как количество аварийных отказов, связанных с переходом в предельные состояния ПД1-ПД3 было крайне низким.

Однако в последующие годы ситуация изменилась: переход в предельное состояние ПД3 (развитие трещин механического и коррозионно-механического характера) стал основной причиной аварийных отказов МГ. Столь резкое изменение распределения аварийных отказов по видам предельных состояний связано с проявлением на МГ процесса, получившего известность под названием «коррозионное растрескивание под напряжением» (КРН).

Необходимо отметить, что в действующем ГОСТ 5272-68 «Коррозия металлов. Термины» [10] термина КРН нет, а среди видов коррозии выделены «коррозионное растрескивание» и «коррозия под напряжением».

Под коррозионным растрескиванием понимается «коррозия металла при одновременном воздействии коррозионной среды и внешних или внутренних механических напряжений растяжения с образованием транскристаллитных или межкристаллитных трещин», а термину коррозия под напряжением дано следующее определение – «коррозия металла при одновременном воздействии коррозионной среды и постоянных или переменных механических напряжений».

По-видимому, термин «коррозионное растрескивание под напряжением» и его сокращение - КРН появились вследствие дословного перевода зарубежного термина «Stress crack corrosion» (SCC). В настоящее время существует множество определений терминов КРН и SCC, зачастую отличающихся не только стилистическими особенностями формулировок, но и по своей сути.

В работе [11] под КРН авторами понимается «явление макрохрупкого разрушения материала, происходящее при одновременном воздействии коррозионно-активной среды и растягивающих напряжений».

В СТО Газпром 2-2.3-173-2007 [12] под КРН понимается «процесс образования и развития поверхностных трещин на изолированной, катодно-защищенной поверхности газопроводов в результате длительного воздействия на металл труб механических напряжений и специфических коррозионных сред».

Зарубежными исследователями под термином SCC, как правило, понимается докритическое растрескивание материалов под действием постоянных нагрузок, как внешних, так и внутренних. Однако для растрескивания металла в газообразном водороде или сероводороде, а также для растрескивания металла, предварительно подвергшегося выдержке в водородосодержащей среде, термин SCC не применяется, а используется термин «hydrogen-induced cracking» (HIC) [13] или данное разрушение считается формой водородной хрупкости – «hydrogen embrittlement» (HE) [14]. Поскольку в рамках настоящей работы будет рассматриваться только КРН магистральных и технологических газопроводов, под данным термином будет пониматься процесс зарождения и развития поверхностных трещиноподобных дефектов труб и соединительных деталей трубопроводов при совместном воздействии коррозионно-активной среды, нагрузок и воздействий на металл (как внешних, так и внутренних).

Приведенное определение термина КРН, несомненно, является в определенной степени «размытым», включает в себя несколько видов коррозии (коррозионное растрескивание, коррозионную усталость, коррозионную хрупкость) и обладает рядом недостатков, однако использование именно такой формулировки позволяет заранее не сужать область поисков первопричин данного явления на газопроводах. Проявлением процесса КРН на газопроводах являются трещиноподобные дефекты, характерный вид которых показан на рисунках 1.1 и 1.2. Наиболее вероятным местом выявления продольно ориентированных дефектов КРН является нижняя часть труб (по часовой ориентации – от 5 до 7 часов). Берега дефектов КРН располагаются ортогонально максимальным растягивающим механическим напряжениям. Чаще всего дефекты КРН имеют продольную ориентацию (когда максимальными являются кольцевые Рисунок 1.1 – Вид докритических дефектов КРН Рисунок 1.2 – Поперечный шлиф дефекта КРН напряжения), однако известны случая выявления поперечных дефектов КРН [15]. Как правило, дефекты КРН выявляют на газопроводах, пролегающих в глинистых и суглинистых грунтах. Тем не менее, наличие таких грунтов не является достаточным условием для протекания процесса КРН, о чем свидетельствует отсутствие данных о равномерном распределении дефектов по всей длине трубопроводов, целиком пролегающих в одном из указанных типов грунтов.

Впервые процесс КРН был указан причиной аварийного отказа МГ в начале 60-х годов прошлого века в США [16]. На территории СССР коррозионное растрескивание под напряжением впервые было идентифицировано в конце 1970-х годов на линейной части МГ [17], проложенных в пустынных и полупустынных районах Средней Азии и Казахстана. В середине 1980-х трещины КРН были выявлены на линейной части МГ, пролегающих на территории Урала, Западной Сибири, на востоке и юго-востоке европейской части России [18].

Пик аварийности по причине КРН на линейной части МГ пришелся на

период с 1996 по 2000 годы, за который произошло 54 аварии [19]. Интенсивное развитие методов внутритрубной дефектоскопии в последующие годы и ее активное применение на объектах ОАО «Газпром» позволило снизить количество аварий по причине КРН, однако полностью избежать отказов, вызванных развитием коррозионных трещин не позволило.

На технологических трубопроводах основного назначения компрессорных станций (КС), расположенных на территории РФ, впервые трещины КРН были выявлены в 2004 году, а в 2010 году произошла первая авария по причине КРН на выходном шлейфе КС «Таёжная» ООО «Газпром трансгаз Югорск» [20].

В период с 2004 по 2013 год наблюдался рост числа выявляемых дефектов КРН на технологических трубопроводах КС [21] при сохранении на одном уровне приведенной протяженности обследуемых трубопроводов. К сожалению, неуклонное повышение количества дефектов КРН на технологических трубопроводах прогнозируется и на последующие годы [22].

Параметр оценки влияния условий нагружения

В таком случае тензор напряжений, имеющий две ненулевые компоненты, должен быть сравнен со скалярной величиной oscc, что невозможно корректно выполнить без дополнительных математических преобразований.

В настоящее время большинством исследователей эта «проблема» решается путем пренебрежения влиянием 02 на кинетику инкубационного периода КРН, и, как следствие, на вероятность зарождения трещины.

Однако результаты экспериментальных исследований, представленные в работах К.Д. Басиева [50], О.И. Стеклова [51], H.W. Hayden [52], R. Yuuki [53], J.Wang [54] и многих других, однозначно свидетельствуют о том, что в условиях двухосного напряженного состояния протекание процесса КРН в значительной степени определяется влиянием сг2, а значит, и принимаемое отдельными исследователями допущение о его отсутствии некорректно.

Спорной также является инвариантность величины ascc для различных конструкций, изготовленных из одного материала. Так, например, в работе [48] приводятся результаты экспериментов по оценке oscc на образцах различных размеров, наглядно иллюстрирующие (рис.2.6) зависимость этой величины от абсолютных размеров испытываемых образцов металла.

Для определения корректности применения KJSCC в качестве критерия оценки возможности развития дефекта КРН следует обратиться к современным исследованиям в области механики разрушения.

Известно [55], что в рамках линейной механики разрушения для бесконечной пластины из упругого изотропного материала, нагруженной распределенной растягивающей нагрузкой в двух перпендикулярных направлениях, распределение напряжений в окрестности трещины нормального отрыва при ez=0 описывается следующими уравнениями (2.3): 1 - sin — sin — + (Jr. + OUIr і (7x0 , Оуо - напряжения, приложенные к пластине на удалении от трещины, направленные вдоль соответствующих осей координат; члены порядка г2. Рисунок 2.8 – Компоненты напряжений в окрестности вершины трещины [55] Как видно из (2.3) величина КИН характеризует только сингулярную составляющую поля напряжений в окрестности вершины трещины.

В случае одноосного растяжения хрупкого материала, когда ахо=0, поле напряжений в вершине трещины действительно будет однозначно характеризоваться величиной КИН и применение Кшсс в качестве критерия корректно, однако при ахофО, оценка всего поля напряжений с помощью этого критерия будет адекватной в случае ничтожно малого вклада ахо в распределение напряжений в окрестности вершины трещины.

Действительно, для идеально хрупкого материала и трещины с величиной раскрытия, стремящейся к нулю, влияние (7хо и 0\Jr) на напряженное состояние вблизи трещины будет мало в сравнении с членом порядка rv\ однако для трещиноподобного дефекта малого размера в стальном газопроводе это не соответствует действительности.

При г О формулы (2.3) дают неограниченный рост ох, оу, т , однако, в действительности, для существующих конструкционных материалов, в том числе для трубных сталей, вблизи вершины трещины наблюдаются нелинейные эффекты - материал пластически деформируется.

Если размер пластической зоны мал в сравнении с линейным размером трещины (до 20% по работе [56]), эту зону можно учесть приближенно с помощью поправки Ирвина [57], которая была получена с учетом допущений, что ахо=0 и максимальное эквивалентное напряжение вблизи вершины трещины ограничено пределом текучести ат.

Сущность ее заключается в том, что в формуле расчета КИН фактическая длина трещины заменяется эффективной (2.5):

Формула (2.5) справедлива для случая плоской деформации, для плоского напряженного состояния множитель 1/(6) следует заменить на 1/(2). Рассмотрим случай плоского напряженного состояния, когда охоф0. В первом приближении будем считать, что зона пластической деформации имеет форму круга, а материал подчиняется условию текучести Губера-Мизеса-Генки: Рассмотрим точку М(г,0) пересечения окружности, ограничивающей пластическую область, и оси Ох. Как следует из уравнений (2.3), в данной точке Тху=0, а в выражениях для напряжений ах и оу члены порядка г А будут равны:

Как видно из формулы (2.13), размер пластической зоны в вершине трещины зависит от величины ахо, что наглядно иллюстрирует график полученной функции при Оуо=0,9 Па; ах0 є[-0,9; 0,9]; am=l Па; 1=1 м, представленный на рисунке 2.9.

Зависимость размера пластической зоны вблизи вершины трещины от величины ах0 (оу0=0,9 Па; ах0 є[-0,9; 0,9]; am=l Па; 1=1 м) по формуле (2.13) Как видно из представленного графика, при двухосном растяжении пластины с трещиной размер пластической зоны может быть много больше, чем при ее одноосном растяжении, а, значит, и величина поправки Ирвина в случае охоф0 также должна увеличиваться, то есть в условиях двухосного растяжения величина эквивалентного размера трещины должна быть больше. Изменение скорости роста трещин при коррозионной усталости, отмечаемое при переходе от одноосного нагружения к двухосному, описанное в работах [51-54], является наглядным тому подтверждением.

Таким образом, использование в KISCc и ascc для оценки стойкости к КРН металла труб газопроводов, находящегося в сложном напряженном состоянии некорректно без каких-либо дополнительных, научно обоснованных преобразований сложного напряженного состояния к простому.

В настоящее время подход, основанный на замене сложного напряженного состояния эквивалентным ему простым, широко применяется для оценки прочности (пластичности) металла1, находящегося в сложном напряженном состоянии, по результатам его испытаний при одноосном напряженном состоянии.

Для этого сложное напряженное состояние заменяется эквивалентным (равноопасным) ему одноосным напряженным состоянием, которое, в свою очередь, уже сравнивается с результатами лабораторных исследований. Эквивалентность сложного напряженного состояния простому определяется по какой-либо из существующих теорий прочности.

Определение схемы нагружения, формы и размеров лабораторных образцов

Применение предложенного в главе 2 подхода к оценке возможности перехода трубопровода в предельное состояние ПД3 (развитие трещин механического и коррозионно-механического характера) требует проведения экспериментальных исследований стойкости к КРН металла труб в условиях, моделирующих эксплуатационные.

Для оценки стойкости к КРН материалов конструкций применяется множество различных методов экспериментальных исследований, классификация которых по единому признаку затруднена. Тем не менее, в настоящее время существует несколько общепризнанных классификаций данных методов по отдельным признакам.

По общему характеру исследований методы коррозионных исследований разделяют на три группы [82]: 1) лабораторные исследования (исследования образцов в лабораторных, искусственно созданных условиях); 2) внелабораторные исследования (исследования образцов в естественных, эксплуатационных условиях); 3) эксплуатационные исследования (исследования машин, аппаратов, сооружений в эксплуатационных условиях). В зависимости от конструктивных особенностей испытуемого объекта методы исследования на стойкость материалов конструкций к КРН подразделяют [51] на: 1) сравнительные испытания стандартных образцов (accelerated corrosion test); 2) модельные испытания (simulates corrosion test); 3) натурные испытания (service corrosion test). По продолжительности исследования методы подразделяют [82] на: 1) длительные (соответствующие по продолжительности эксплуатационным условиям); 2) ускоренные (проводимые в искусственных условиях, ускоряющих коррозионные процессы без изменения контролирующего процесса).

Подробный обзор широко применяемых методов коррозионно-механических исследований приведён в работах О.И. Стеклова [51], R.N. Parkins [83], W. Dietzel [84], Г.С. Фомин [85].

Наибольшее распространение в лабораторной практике получили сравнительные испытания стандартных образцов, разделяемые на [51]: 1) испытания при постоянной заданной скорости деформации; 2) испытания при постоянной общей деформации; 3) испытания при постоянном уровне нагрузки.

Тем не менее, для оценки влияния сложного НДС участков газопроводов на их стойкость к коррозионному растрескиванию целесообразно применение модельных испытаний, когда условия, в которых находится металл газопровода максимально приближены к реальным условиям эксплуатации.

Кроме того, поскольку общее время протекания обоих периодов КРН в эксплуатационных условиях может достигать десятков лет, требуется проведение ускоренных исследований.

Для правильного выбора метода ускоренных исследований необходимо соблюдение ряда общих правил, изложенных в работе И.Л. Розенфельда [86], в частности, необходимо: 1) обеспечить, чтобы ускорение процесса не было вызвано изменением его механизма; 2) учитывать состав и свойства коррозионной среды; 3) учитывать условия эксплуатации; 4) учитывать контролирующий фактор (скорость электрохимического коррозионного процесса зависит от течения двух сопряженных электрохимических реакций, чаще всего одна из которых замедлена и она определяет скорость всего процесса, т.е. является контролирующей); 5) обеспечивать условия протекания коррозионного процесса с большой скоростью в течение всего испытания; 6) при использовании температурного фактора, как средства повышения скорости коррозии при испытании, необходимо учитывать характер протекающего процесса (например, при повышении температуры скорость кислородной деполяризации возрастает лишь до предела около 60 С); 7) не ускорять процессы чрезмерно (применение чрезмерно агрессивной среды приводит к изменению характера продуктов коррозии и их распределения по поверхности).

Таким образом, для проведения экспериментальных исследований при использовании предложенного подхода к оценке возможности перехода трубопровода в предельное состояние ПД3 необходимо применение ускоренных модельных испытаний.

Важнейшей задачей при разработке модельных испытаний является обеспечение подобия нагрузок и воздействий, которым подвергается металл при проведении экспериментов, реальным условиям эксплуатации.

Очевидно, что определение вида нагружения (статическое, повторно статическое, циклическое), соответствующего реальным условиям эксплуатации металла газопровода, необходимо осуществлять на основании накопленных экспериментальных данных о фактических условиях эксплуатации.

В работе [32] приводятся результаты исследований фактических условий эксплуатации МГ, согласно которым имеет место несколько циклов изменения внутреннего давления: 1) 1 цикл в 2-3 суток с асимметрией R=Pmin/Pmax=0,90,95; 2) 1 цикл в 2-3 недели с R=0,80,85; 3) 1 цикл в 3-4 месяца с R=0,50,6. В.В. Харионовским в работе [87] приводятся данные о 105106 цикла в год с амплитудой 5-10% от предела текучести металла труб. В работе [2] приводятся результаты аналогичных исследований, согласно которым для магистральных газопроводов за нормативный срок эксплуатации характерно 0,81042,0104 циклов изменения давления с амплитудой P 2 МПа. Кроме того, авторы данной работы приводят характерное количество циклов изменения температуры газа при транспортировке, составляющее 8,11031,4104.

Наглядно характер изменения давления и температуры при транспортировке показывают диаграммы рабочих параметров газопроводов, представленные на рис. 3.1, 3.2, 3.3. Нестационарные условия нагружения металла труб были подтверждены при анализе данных непрерывного автоматизированного мониторинга деформации металла локальных участков поверхности металла труб обвязки КС Добрянская, полученных системой мониторинга напряженно-деформированного состояния трубопроводной обвязки компрессорной станции производства Рисунок 3.1– Диаграмма рабочих параметров газопровода: давление (а) и температура (б) [2] ОАО «Оргэнергогаз» (рис. 3.4).

Методика определения потенциально опасных участков

Поскольку сопротивление грунта поперечным перемещениям трубопровода зависит от направления этих деформаций (горизонтальные перемещения, поперечное перемещение вверх, поперечное перемещение вниз), свойства нелинейных пружин, моделирующих взаимодействие грунта с трубой, следует выбирать отдельно для каждого направления.

При перемещениях трубопровода вверх, пока перемещения невелики, зависимость между сопротивлением грунта и поперечными перемещениями близка к линейной. Достигнув максимума, сопротивление грунта снижается, однако при перемещениях, незначительно превышающих соответствующее предельное сопротивления грунта, это снижение незначительно.

Согласно исследованиям, результаты которых приведены в работе А.Г. Камерштейна, А.Б. Айнбиндера [92], диаграмму деформирования грунта при вертикальном перемещении трубопровода с достаточной для практических расчетов точностью можно аппроксимировать диаграммой Прандтля. При этом зависимость между сопротивлением грунта и вертикальным перемещением трубопровода выражается с помощью обобщенного коэффициента нормального сопротивления грунта

Для моделирования сопротивления грунта вертикальным перемещениям вниз трубопровода наиболее широко применяется модель Винклера–Циммермана, согласно которой зависимость сопротивления грунта перемещениям трубопровода может аппроксимироваться линейной зависимостью, при этом обобщенный коэффициент нормального сопротивления грунта сy0 вычисляется как [92]:

При перемещении трубопровода в горизонтальной плоскости, также наблюдается сначала линейная зависимость между сопротивлением грунта и перемещениям трубопровода, при этом обобщенный коэффициент нормального сопротивления грунта может быть определен по формуле [92]:

Цгор - коэффициент, определяемый в зависимости от расстояния между боковой образующей трубы а до стенки трубы до стенки траншеи к расстоянию от оси трубы до верха засыпки ho.

Согласно результатам натурных исследований, изложенным в работе [92], линейная зависимость сопротивления грунта от горизонтальных перемещений трубопровода сохраняется и перемещениях порядка 0,1 DH, однако в случае необходимости моделирования нелинейного поведения грунта, предельное значение сопротивления при этом определяется по формуле qnp,oP = r2p-K-DH-kp, (4.12) где кр - коэффициент пассивного бокового давления определяется как: kp-_eUM+ ,U+ ) (4ЛЗ)

Определенные по формулам (4.4) – (4.13) характеристики грунта имеют размерность, Н/м, для их использования для нелинейных пружин, указанные характеристики следует умножить на сумму полудлин элементов, имеющих общий рассматриваемый узел.

Для присоединения пружин к узлам модели трубопровода рекомендуется использовать элемент COMBIN39. К каждому узлу модели необходимо присоединить по три пружины, жестко закрепленные со стороны, не примыкающей к трубопроводу. Длина пружин была выбрана равной 3 м (рисунок 4.8).

Далее необходимо выполнить расчет напряженно-деформированного состояния с применением программных процессоров МКЭ, определить величины главных напряжений, сложить их с характерным для данных труб полем остаточных технологических напряжений.

Несмотря на то, что поле остаточных технологических напряжений индивидуально для каждой трубы, существуют общие закономерности, связанные с тем, что для производства труб большого диаметра различными производителями используются одинаковые технологии со схожими режимами формовки. Аналогично при строительстве трубопроводов используются, как правило, типовые схемы производства строительных работ, что потенциально позволяет путем проведения масштабного комплексного исследования создать базу данных о полях распределения остаточных технологических напряжений.

Для оценки НДС следует использовать параметр КН, выбранный по результатам предварительных исследований из величин, определяемых по формулам (2.36) и (2.37).

Как уже отмечалось, для точной оценки потенциальной опасности участков газопроводов помимо оценки по параметру КН необходимо определение для каждого из участков значений параметров КС и КМ.

Учитывая положительный опыт применения интегрального показателя стресс-коррозионной опасности по СТО Газпром 2-2.3-412-2010 для оценки специфики взаимодействия металла трубы с окружающей средой, рекомендуется применять его в качестве параметра КС, отбросив при этом фактор риска нагрузки: Ii = Hi + Ri + ri. (4.14) Для оценки параметра КМ для участков газопроводов рекомендуется использовать расчетные и экспериментальные методы, изложенные в разделе 2.3 настоящей работы. Определение значений данного параметра для отдельных участков газопроводов следует осуществлять с учетом результатов оценки их НДС.