Содержание к диссертации
Введение
1 Постановка задачи исследования импульсного влияния температуры на стресс коррозионное растрескивание МГ 18
1.1 Анализ влияния температурного фактора на стресс коррозионное растрескивание 22
1.1.1 Влияние температуры на рост коррозионных трещин 26
1.1.2 Влияние температуры трубопровода на влажность грунта и активность коррозионных процессов 32
1.1.3 Разрушающее воздействие температурных перепадов и колебаний влажности на изоляционное покрытие 37
1.2 Толкование физических явлений, происходящих в коррозионно-активном слое грунта вокруг газопровода большого диаметра 42
1.2.1 Эффекты, которые проявляются при импульсном изменении температуры 44
1.2.2 Математическая модель тепломассопереноса в капиллярно-пористом теле (грунте) 46
1.2.3 О физическом явлении перераспределения влажности вокруг подземного трубопровода и эффектах, им вызываемых 50
1.2.4 Физические модели и натурный эксперимент, свидетельствующие о факте перераспределения влаги и тепловых потоков вокруг подземных трубопроводов 55
Выводы по 1-ой главе 61
2 Алгоритм обратной задачи теплопроводности по определению теплофизических свойств грунта в коррозионно-активной зоне 64
2.1 Схема оборудования замерных пунктов № 1 на 1845 км и № 2 на 1850 км трассы газопровода Уренгой - Новопсков 64
2.2 Определение удельного теплового потока от трубы в грунт на основании экспериментальных данных 66
2.3 Определение коэффициента теплопроводности грунта в коррозионно-активной зоне 73
2.3.1 Построение температурного поля 74
2.3.2 Основные расчетные зависимости 77
2.3.3 Определение теплового потока qi в области изотерм, замыкающихся на контур трубы 77
2.3.4 Определение теплового потока qi в области разомкнутых изотерм 78
2.3.5 Пример, иллюстрирующий реализацию алгоритма в условиях промышленного эксперимента 79 Выводы по 2-й главе 87
3 Результаты промышленного эксперимента № 1, проведенного на газопроводе уренгой новопсков в период с 15.03.2000 по 06.06.2000 88
3.1 Зависимость коэффициента теплопроводности грунта от температуры газопровода 89
3.2 Изменение влажности коррозионно-активного слоя грунта, контактирующего с газопроводом 95
3.2.1 Исследование импульсного характера изменения влажности грунта 97
3.2.2 Выявление характера изменения влажности грунта по периметру трубы 102
3.2.3 Влияние колебательного изменения влажности на скорость коррозионных процессов 105
Выводы по 3-й главе 110
4 Развитие теплового импульса в коррозионно активном слое грунта в результате ступенчатого изменения входных параметров потока газа в период с 08.11.01 по 19.11.01 (промышленный эксперимент №2) 112
4.1 Постановка промышленного эксперимента № 2 по ступенчатому изменению температуры газа по схеме: 30/35/30 С 112
4.2 Результаты опыта по отслеживанию волны распространения импульса температуры в грунте, прилегающем к трубопроводу 113
4.2.1 Изменение температуры, теплопроводности и влажности грунта при ступенчатом изменении температуры газа (отключение АВО) 122
4.2.2 Иллюстрация прохождения температурной волны в прилегающем к трубопроводу грунте 125
4.3 Прекращение (или снижение) подачи газа в трубопровод - как тепловой импульс, вызывающий приток грунтовой влаги к трубе. 127
4.4 Импульсное изменение температуры как фактор, активизирующий коррозионное растрескивание магистрального газопровода, находящегося в напряженном состоянии 130
Выводы по 4-й главе 133
5 Мероприятия по предотвращению негативного влияния температурного факторана надежность линейной части магистральных газопроводов 134
5.1 Анализ факторов воздействия на техническое состояние ЛЧМГ 134
5.2 Оценка влияния колебания температуры на разрушение трубопроводов 136
5.3 Стабилизация теплогидравлических режимов газопровода,
как мера снижения активности коррозии, в т.ч. КРН 138
5.4 Транспортировка газа с понижением температуры 142
5.5 Конструктивные решения, снижающие локальные проявления КРН 148
5.5.1 Разработка способов выявления участков газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением 149
5.5.2 Повышение качества защитных покрытий - важнейшее требование надежности магистральных газопроводов 152
5.5.3 Засыпка отремонтированных участков материалами с высокой фильтрующей способностью 155 Выводы по 5-й главе 155
Основные выводы и рекомендации 157
Литература 159
Приложение
- Толкование физических явлений, происходящих в коррозионно-активном слое грунта вокруг газопровода большого диаметра
- Изменение влажности коррозионно-активного слоя грунта, контактирующего с газопроводом
- Изменение температуры, теплопроводности и влажности грунта при ступенчатом изменении температуры газа (отключение АВО)
- Оценка влияния колебания температуры на разрушение трубопроводов
Введение к работе
Актуальность работы
Магистральные газопроводы (МГ) больших диаметров относятся к ответственным энергетическим сооружениям, к надежности которых предъявляют повышенные требования, что обусловлено причинами как технико-экономического, так и экологического характера.
С увеличением возраста газопроводов, имеющих высокие эксплуатационные параметры - большой диаметр, температурные воздействия, давление газа, протяженность и т.п., появился комплекс научно-технических проблем вследствие значительных по масштабам и в количественном отношении аварий по причине коррозионного растрескивания под напряжением (КРН).
КРН на газопроводах высокого давления зарегистрировано во многих странах: США, Австралии, Канаде и др. В России одними из первых проблему КРН подняли специалисты Уфимского нефтяного института (или УГНТУ), первые публикации которых на эту тему относятся к началу 80-х годов.
В последние двадцать лет аварии из-за коррозионного растрескивания металла труб под напряжением происходят на газопроводах больших диаметров и в нашей стране. За период 1986 - 2007 г.г. в СССР и России произошло 205 аварий по этой причине на газопроводах предприятий ООО «Газпром трансгаз Югорск», «Газпром трансгаз Екатеринбург», «Газпром трансгаз Ухта», «Газпром трансгаз Сургут», «Газпром трансгаз Волгоград», «Газпром трансгаз Чайковский», «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», «Газпром трансгаз Ставрополь», «Газпром трансгаз Томск». В период с 1997 по 2003 г.г. на газопроводах ООО «Газпром трансгаз Уфа» так же произошли 9 аварий по причине КРН. Пик аварий пришелся на период с 15.09.1998 по 21.12.1998 г. - 5 аварий. Сложившаяся ситуация выдвинула проблему борьбы с КРН в ряд основных проблем газотранспортной отрасли в целом и ООО «Газпром трансгаз Уфа» в частности.
Проблемами коррозии и стресс-коррозии на магистральных газопроводах занимались отечественные исследователи: И.Г. Абдуллин, М.З. Асадуллин, P.M. Аскаров, А.С. Болотов, Г.Г. Васильев, Н.И. Волгина, Г.В. Воронин, З.Т. Галиуллин, А.Г., Гареев, Н.А. Гаррис, Э.М. Гутман, Ю.А. Дадонов, В.Н. Дедешко, СВ. Карпов, М.И. Королев, А.П. Лубенский, Н.П. Михайлов, А.В. Мостовой, Г.И. Насырова, К.Ф. Отт, Н.А. Петров, В.В. Пригула, Т.К. Сергеева, Е.П. Турковская, Ф.Г. Тухбатуллин, Ф.К. Фатрахманов, В. Швенк и др.
Несмотря на многочисленные исследования процесса КРН, на сегодняшний день не сложилась стройная теория, всесторонне объясняющая это сложное явление, позволяющая прогнозировать и предупреждать развитие коррозионных трещин на магистральных газопроводах большого диаметра.
Дело в том, что функционирование линейной части газопровода и оборудования компрессорных станций (КС) настолько сильно взаимосвязано, что их нельзя рассматривать по отдельности. В идеальном случае система газопровода большого диаметра должна работать в сбалансированном тепловом режиме, при котором газ отдает в окружающую среду все тепло, которое выделяется в процессе его компримирования.
В реальных условиях этого не происходит. Так как тепловая инерция грунта, газового потока и воздушной среды сильно отличаются, то все температурные изменения в этих средах происходят со сдвигом по фазе и различием времени релаксации. Сбалансированный режим теплообмена не наступает, и газопровод большого диаметра, который является мощным источником тепла, эксплуатируется в нестационарных режимах.
Кроме того, включения и отключения аппаратов воздушного охлаждения (АВО) газа генерируют температурные импульсы с суточным периодом, которых за год насчитывается не менее 365.
Таким образом, в силу климатических условий и технологических причин, магистральные газопроводы большого диаметра работают в режимах нестационарного теплообмена с окружающей средой и импульсного
температурного (теплового) воздействия на гидрологический режим грунта, окружающего газопровод.
Особо следует рассматривать импульсное температурное воздействие режимов транспорта газа на трубопровод, в результате которого меняется влажность прилегающего фунта, состояние почвенных электролитов, био- и электрохимические параметры, а, следовательно, и активность коррозионных процессов.
Поэтому исследования влияния температурного воздействия на коррозионные процессы магистральных газопроводов большого диаметра и разработка мероприятий, направленных на снижение этого воздействия, являются актуальными для отечественной газотранспортной отрасли.
Цель работы
Исследование импульсного температурного воздействия на теплофизические свойства коррозионно-активного слоя фунта вокруг газопровода большого диаметра и разработка мероприятий по снижению этого воздействия.
Основные задачи исследования
1. Определение теплофизических характеристик грунта в коррозионно-
активном слое вокруг газопровода методом решения обратных задач
теплопроводности.
2. Выявление характера изменения влажности фунта на контуре
газопровода большого диаметра при импульсном изменении температуры газа
и установление связи этого процесса с проявлением активности коррозионных
процессов.
Постановка промышленного эксперимента по ступенчатому изменению температуры газа и исследование термодинамических процессов в коррозионно-активном слое фунта.
Разработка рекомендаций по снижению негативного влияния изменения теплофизических свойств фунта на работоспособность линейной части магистральных газопроводов.
Научная новизна
В диссертации получены следующие новые результаты:
В результате решения обратной задачи теплопроводности установлено, что под действием импульсного температурного воздействия газопровода в фунте, прилегающем к трубопроводу, устанавливается колебательное движение влаги.
Впервые установлено, что при теплообмене средней интенсивности, когда температура газопровода колеблется около 30..35С, на небольшом (0,3...0,6) м удалении от трубы формируется кольцеобразная зона грунта с повышенной влажностью.
Определена скорость распространения тепловой волны в коррозионно-активном слое грунта, окружающем газопровод. При ступенчатом изменении температуры газа 30С -> 35С(72 часа) -> 30С она равна (1,16... 1,74)-106 м/с.
4. Впервые построены эпюры влажности фунта по периметру
действующего газопровода большого диаметра, которые свидетельствуют о
том, что влажность прилегающего к трубопроводу грунта может отличаться в
десятки раз.
Практическая значимость и реализация работы
Теоретические и экспериментальные результаты, полученные в работе, нашли применение при разработке рекомендаций по повышению надежности линейной части магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Уфа».
Предложенные технологические мероприятия позволяют повысить надежность магистральных газопроводов большого диаметра за счет:
- стабилизации теплогидравлических режимов работы магистрального
газопровода;
- технологических мероприятий, защищенных патентами РФ на
изобретение №2193718, №2216681.
11:1 защиту выносятся
Теоретические обобщения и результаты промышленных
экспериментальных исследований по выявлению характера изменения температуры и влажности коррозионно-активного слоя грунта по периметру газопровода большого диаметра, исследование импульсного влияния температуры на коррозионные процессы, а также практические рекомендации по снижению негативного влияния температурного воздействия на коррозионное состояние газопровода большого диаметра
Апробация работы
Результаты работы доложены:
- на межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы нефтегазовой отрасли». - Уфа, УГНТУ, 2000 г., 2004 г.;
- на 52-ой и 55-ой научно-технической конференции студентов и молодых
ученых. - Уфа, УГНТУ, 2001 г., 2004г.;
- на 11-ой Международной деловой встрече «Диагностика — 2001». -
Тунис, апрель 2001 г.;
на заседании секции «Техническое обслуживание и ремонт газопроводов». НТС ОАО «Газпром». - Екатеринбург, ООО «Уралтрансгаз», 21-23 мая 2001 г.;
на научно-технической конференции «Промышленная экология. Проблемы и перспективы». - Уфа, 21 ноября 2001 г.;
на III Конгрессе нефтегазопромышленников России. Секция 4. «Проблемы нефти и газа». - Уфа, 23-25 мая 2001 г.;
на заседании секции «Техническое обслуживание и ремонт газопроводов» НТС ОАО «Газпром». - Волгоград, 22-23 мая 2002 г.;
- на международной научно-технической конференции «Трубопроводный
транспорт - сегодня и завтра». - Уфа, 27-29 ноября 2002 г.;
на 2-ой международной научно-технической конференции «Новоселовские чтения». - Уфа, УГНТУ, 2004 г.;
- на международной научно-технической конференции «Прикладная
синергетика - II», посвященной памяти Ильи Пригожина. - Уфа, УГНТУ, 20-22
октября 2004 г.;
- на международной деловой встрече «Диагностика-2004». - Арабская
Республика Египет, апрель 2004 г;
на международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт-2005». - Уфа, ноябрь 2005г;
на lV-ой научно-практической конференции "Промышленная безопасность на взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектах". - Уфа, УГНТУ, 2010г.
Публикации
По теме диссертации опубликованы 23 научные работы, в том числе 4 публикации - в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендуемых ВАК Министерства образования и науки РФ, получено 2 патента РФ на изобретения.
Объем и структура работы
Толкование физических явлений, происходящих в коррозионно-активном слое грунта вокруг газопровода большого диаметра
В термодинамических системах процессы протекают самопроизвольно в том направлении, в котором изменение свободной энергии идет в сторону уменьшения. В результате коррозии высвобождается и рассеивается использованная при выплавке металлов из руды и связанная в металле энергия. Т.е. коррозия, по существу, является естественным процессом, обратным искусственному металлургическому. Именно поэтому ее трудно предотвратить. Наиболее сложным по механизму протекания является коррозионное растрескивание металла подземного трубопровода под напряжением. По сути дела, это явление синергетическое и является продуктом развития неравновесных процессов, происходящих в зоне контакта и в окружающем трубопровод грунте. Именно с позиций синергетики необходимо заниматься изучением систем, состоящих из многих подсистем самой различной природы, а также ситуаций, когда структуры возникают в результате самоорганизации неравновесных процессов. Возникновение неравновесных макроскопических структур обусловлено рождением коллективных «мод» под действием флуктуацией, или их конкуренцией и, наконец, отбором «наиболее приспособленной» моды или комбинации таких мод. Именно поэтому коррозионная трещина никогда не выглядит «одинокой». Магистральной трещине способствует, обычно, огромное количество конкурирующих трещин (см. рисунок 1.4). И лишь там, где предопределяющие факторы максимально сосредоточены по руслу трещины, происходит разрушение и вязкий долом под напряжением. Из приведенных данных четко просматривается тенденция к росту числа отказов, главным образом, по причине стресс-коррозии. Следует отметить, что до 1990 г. доля отказов газопроводов России из-за КРН и связанных с ними потерь газа не превышали 10 % от общего их числа. Затем аварийность газопроводов по причине КРН начала резко возрастать и за два года - 2000 -2001 г.г. - число отказов по этой причине достигло 42 % от общего числа отказов на газопроводах, а потери газа и экономический ущерб от них превысили 50 % общего ущерба.
Если рассматривать развитие КРН с позиций теории неравновесных процессов, то становится понятным, что хотя локализация КРН и определяется суммированием всех возможных неблагоприятных воздействий и причин, но без температурного, или теплового импульса - коррозионное растрескивание не происходит. На нефтепроводах, например, КРН практически не обнаруживается. Аналогичного мнения придерживаются и авторы [7], которые подчеркивают, что «...особенности коррозионно-активной среды, вызывающей коррозионные растрескивания, связаны с необходимостью достижения неустойчивого равновесия между активным и пассивным состояниями». прилежащего грунта, можно рассматривать как побудительный момент, активизирующий движение и перераспределение влаги в зоне теплового влияния трубопровода, меняющий качество грунтовых электролитов, активизирующий электрохимическую и биокоррозию и т.д., интегрально проявляющийся в дискретном разрушении металла наружной поверхности трубы в направлении максимального развития напряжений. В отличие от хрупкого разрушения трубопровода под действием высоких давлений или вибрационного воздействия, которые происходят быстротечно, коррозионные разрушительные процессы - инерционные. Они связаны не только с электрохимическим или другим реагированием, но также определяются массопереносом и движением грунтовых электролитов. Поэтому изменение температуры активной среды, растянутое по времени на несколько часов (или дней), можно рассматривать как импульс для коррозионного микро- или макроэлемента. Температура и давление газа взаимосвязаны. С повышением температуры газа давление в газопроводе также увеличивается. На рисунке 1.1 видно, что практически синхронно с температурой воздуха изменяются и температура газа после АВО, а следовательно, и давление на выходе нагнетателей. Поэтому можно считать, что импульсное воздействие температуры на напряженное состояние трубопровода и его надежность проявляется двояко: со стороны транспортируемого газа, в виде импульсного воздействия давления; со стороны прилегающего к трубопроводу грунта, тоже импульсно, путем активизации коррозионных процессов разрушения, снижающего прочность трубы. Следует также отметить, что наличие сетки несквозных трещин свидетельствует о превалирующем влиянии на развитие коррозионного растрескивания именно внешней среды. На то, что действие коррозионной среды и механических напряжений проявляется «...не порознь, а в обратимой неразрывной связи...», указывается также в [3]. Так как целью исследования является установление зависимости от теплового воздействия направления движения влаги в грунте, рассмотрим модели тепло-массопереноса в капиллярно-пористом теле (грунте). Математическая модель системы «газовый поток - трубопровод -корродирующий слой - почвенный электролит - грунт (капиллярно -пористое тело)» чрезвычайно сложна, включает в себя модели подсистем и без множества упрощений не может быть записана. Уравнения данной системы, как и других синергетических систем, имеют особенности. 1. Неравновесные термодинамические процессы, происходящие при перераспределении тепловых полей, описываются нелинейными компонентами. 2.
Так как система открытая, то протекающими процессами можно управлять, изменяя действующие на нее факторы. И это дает ключ к решению проблемы. 3. Флуктуирующие силы носят стохастический характер, т.е. временная эволюция синергетических систем зависит от причин, непредсказуемых с абсолютной точностью. Упрощая задачу, можно поступить следующим образом. В этой системе выделим подсистему, самым непосредственным образом влияющую на активность коррозионных процессов. Это грунт, скелет которого обычно представляют как капиллярно-пористое тело, а его влажность, определяемая наличием влаги в поровом пространстве, дает представления о наличии электролита в коррозионно-активной зоне. В неравновесных процессах, без которых невозможно развитие КРН, влага непрерывно находится в движении. В порах грунта влага присутствует в 3-х состояниях: свободном, капиллярно-связанном и парообразном. В естественном состоянии движение грунтовой влаги происходит под действием градиента давления и подчиняется закону фильтрации. Тепло, идущее от трубы, нагревает грунт и повышает энтальпию его компонентов. Поэтому, передвижение влаги в зоне теплового воздействия газопровода обусловлено не только капиллярно-пористой структурой окружающего массива грунта, но и особым физическим механизмом движения жидкости в пористом теле, отличным не только от закона фильтрации жидкости Дарси, но и от характера миграционных процессов в
Изменение влажности коррозионно-активного слоя грунта, контактирующего с газопроводом
Для капиллярно-пористых тел, каким является грунт, под коэффициентом теплопроводности Хгр понимается его эффективное значение, учитывающее перенос тепла не только теплопроводностью, а также влагой и паром, продвигающимся по капиллярам под действием температурного градиента. Поэтому изменение коэффициента теплопроводности гр вокруг газопровода можно объяснить различием влажности грунта W в замерных точках. На замерных пунктах не были установлены датчики влажности. Поэтому влажность грунта определялась косвенным методом, который успешно применялся ранее [32, 34] при решении аналогичных задач на магистральных нефтепродуктопроводах. Здесь используется то положение, что изменение влажности грунта и его теплопроводности взаимосвязаны [68]. Определив коэффициент теплопроводности грунта X по температурному полю, определяют затем его влажность W, используя график зависимости коэффициента теплопроводности грунта от влажности X = A,(W), представленный на рисунке 2.13. Характерные соотношения по влажности грунта, прилегающего к трубопроводу, представленные в таблице 3.4, показывают, что при длительном наблюдении, с 15.03.00 по 06.06.00, зафиксировано колебательное изменение влажности в зоне контакта внешней поверхности трубопровода с грунтом в пределах 0...40 % и более, практически синхронное изменению температуре газового потока. На рисунках 3.6 и 3.7 приведены графики изменения влажности грунта, контактирующего с трубой, на 12-ти, 3-х и 6-ти часах по ходу газа. Отчетливо иден импульсный характер изменения исследуемого параметра, который определяется не только климатическим фактором, но и техногенными причинами.
Так, 07.04.00, см. рисунок 3.6, была осуществлена плановая остановка одного из компрессорных цехов. В результате этого температура газопровода на участке Поляна - Москово снизилась. При этом резко возросла влажность грунта, до 40 % на нижней образующей. После пуска компрессорного цеха и возобновления подачи газа в трубопровод влажность прилегающего к трубе грунта уменьшилась, до уровня 4...8 % на нижней образующей трубы. В последующий период, приходящийся на конец апреля и начала мая (рисунок 3.7), в связи с таянием снежного покрова и образования водостока на склоне оврага, где был расположен замерный пункт № 2, наблюдалось значительное увеличение влажности, до 36,5...40 % и полного насыщения, не только на 6-ти часах по ходу газа, но и по всему контуру трубы. На фоне увеличения влажности грунта вокруг трубы за счет талых вод, проявляются более частые колебания, вызванные импульсным изменением температуры. Влажность грунта возле трубы уменьшается. В следующие 2 дня, наоборот, падение температуры вызывает приток влаги к трубе и т.д. Следует отметить, что подобные эффекты возникают в грунте в моменты перекрытия или открытия кранов на перемычках между отдельными нитками газопроводов. Это объясняется тем, что при изменении производительности трубопровода пропорционально уменьшаются или увеличиваются тепловые температуры по техническим причинам, а также перераспределением температуры по контуру трубы вследствие изменения, по меньшей мере, 3-х факторов.
Это температура газа, температура воздуха и условия теплообмена на поверхности грунта (скорость ветра, осадки, солнечная радиация, образование наледей в оврагах и балках в осенний период и т.д.). Изменение температуры и влажности взаимосвязаны, что хорошо иллюстрируется рисунками 3.8 и 3.9. На рисунке 3.8 представлен фрагмент, характеризующий изменение влажности по контуру трубы за недельный период эксплуатации газопровода. Сопоставляя данные графики с температурными кривыми, изображенными на рисунке 3.9, заметим, что они хорошо коррелируются. В первые 4 дня, с ростом температуры увеличивается температурный напор и поток тепла окружающую среду, оказывая импульсное воздействие на контактирующий слой грунта и содержащуюся в нем влагу. С ростом температурного напора миграция влаги увеличивается. Так как именно газопроводы большого диаметра подвержены разрушениям по причине КРН, то логично сопоставить факт импульсного изменения температуры и влажности в зоне ее максимального скопления (на 5...7 часах) и факт коррозионного разрушения тоже на 5...7 часах, и найти взаимосвязь между ними. Возможно, импульсное изменение температуры стенки трубы, вызывающее практически синхронное изменение температуры прилегающего коррозионно-активного слоя грунта и его влажности, стоит рассматривать как побудительный момент, активизирующий электрохимическую и биокоррозию, интегрально проявляющийся в дискретном растрескивании металла под напряжением и разрушении наружной поверхности трубопровода в направлении максимального развития напряжений. Такое толкование не противоречит, а скорее находится в соответствии и с моделью биокоррозии [86 - 89]. Коррозионная трещина представляет собой широко раскрытую конусообразную полость, имеющую несколько пасынковых трещин, заполненную продуктами коррозии, в том числе и органогенными карбонатными отложениями.
Вследствие колебания температуры стенки трубы, внутренних напряжений, влажности грунта и дискретного подрастания трещины, периодически открывается доступ питательной среды и новых микроорганизмов в полость трещины. Представленные здесь материалы промышленного эксперимента, в виде таблиц и графиков, убеждают нас в сложности физических явлений, происходящих в грунте, окружающем газопровод. Становится очевидным, что связующим звеном между импульсным теплообменом газопровода и его коррозионным растрескиванием можно считать влажность грунта и характер ее изменения. На рисунке 3.10 представлены эпюры изменения влажности грунта по контуру трубы на различные моменты времени. Сопоставляя картину перераспределения влажности вокруг трубопровода с диаграммами на рисунке 3.6, отметим характерное распределение влажности с максимумом на нижней образующей трубы, которое поддерживалось в течение 1-го месяца. Исключение составляет картина, построенная на 07.04.00, когда влажность грунта вокруг трубопровода оказалась на грани насыщения, около 40 %. Из чего следует, что остановка одного из компрессорных цехов 07.04.00 привела к внезапному снижению теплоотдачи в грунт и, как следствие, к резкому увеличению влажности грунта вокруг газопровода. Перераспределение эпюр влажности наглядно иллюстрирует то физическое явление, которое происходит в грунте при любой технологической операции, связанной с изменением теплогидравлического режима работы газопровода. На рисунке 3.11 показана картина изменения влажности вокруг газопровода в период активного таяния снега. Влажность по периметру трубопровода быстро нарастает. Это - результат влияния климатического фактора - независимого и практически неуправляемого.
Изменение температуры, теплопроводности и влажности грунта при ступенчатом изменении температуры газа (отключение АВО)
Рассмотрим еще одну картину, подтверждающую прохождение тепловой волны в грунте на удалении от КС. На рисунке 4.4 показано изменение температуры грунта над трубой по вертикали, при изменении температуры газа после АВО по схеме 30/35/30 С. Расстояние от КС - 17А до замерного пункта № 2 около 6 км. Однако, колебания температуры на контуре трубы, по результатам замеров, достаточно велики и составляют: По характеру температурных кривых, построенных на 12.11, 13.11 и 14.11.01 видно, что грунт в первые три дня прогревался: температура повышалась во всех точках грунта. После включения вентиляторов на АВО 15.11.01 теплоотдача от трубы в грунт уменьшилась. В последующие три дня температура грунта на контуре трубы понизилась на величину: За сутки тепловая волна прошла расстояние 10 см, см. т. А на рисунке 4.4, температура в которой оставалась прежней. За два дня температурная волна прошла слой грунта толщиной 25 см, и на этом участке началось охлаждение грунта. Это расстояние определяется т. В пересечения температурных кривых. Отчетливо видно, что на участке справа от т. В продолжался прогрев, в то время как слева, в околотрубном слое грунта уже шло остывание. В каждой точке околотрубного слоя грунта температура сначала повышалась, затем понижалась, что характерно для волнового процесса. Через 6 суток тепловая волна прошла слой грунта толщиной 50 см. Таким образом, температурные графики на рисунке 4.4 также подтверждают прохождение температурного импульса на участке газопровода, удаленном от компрессорной станции на расстояние 6 км [53]. При разнице температуры газа на входе в трубопровод в 5С колебания температуры грунта на расстоянии 6 км составили 4,2...2,8 С, соответственно на верхней и нижней образующей трубы.
Если учесть фактическую частоту изменения температуры газа, то становится очевидным, что именно в тонком слое грунта, прилегающем к трубопроводу, происходит знакопеременное движение влаги под действием термодвижущих сил, по меньшей мере, столько раз, сколько раз меняется температура газа. Импульсное изменение влажности W может инициироваться не только импульсом температуры, но и изменением производительности газопровода Q, см. (2.4), т.к. с изменением Q пропорционально меняется и удельный тепловой поток от трубы в грунт: Следовательно, изменение производительности газопровода в момент увеличения или уменьшения путевых отборов газа по отводам на Нефтекамск, Карманово, Бирск и особенно на Дюртюли (на подходе к КС - 18А), а также при открывании и закрытии кранов на перемычках параллельных газопроводов, создает тепловой импульс. Процессы, происходящие в грунте при этом, совершенно аналогичны. Они также характеризуются изменением влажности и потенциалов. Это объясняется тем, что при изменении производительности трубопровода, пропорционально уменьшается или увеличивается тепловой поток в окружающую среду, оказывая импульсное воздействие на коррозионно-активный слой грунта и содержащийся в нем почвенный электролит.
Такие изменения провоцируют развитие КРН и на конечных участках газопроводов также, как и в случае изменения температуры. Самое мощное тепловое воздействие наступает, когда производительность газопровода падает до Q = 0, что может произойти при авариях на газопроводе, остановке компрессорного цеха, см. рисунок 3.10, отключении участка многониточного газопровода на время ремонтных работ и т.д. При q = 0, как это следует из (2.4), происходит быстрое остывание и восстановление естественного гидрологического режима грунта. Следует отметить, что нет более сильного теплового воздействия на грунт, как остановка компрессорного цеха. Эксперименты, проведенные на нефтепроводе Ду=1000 мм Гурьев-Куйбышев [32] показали, что остывание грунта происходит при остановке перекачки практически за 3 дня, что в несколько раз меньше времени прогрева того же трубопровода. На рисунках 4.5. и 4.6. показано, что в период остановки происходит перераспределение температур на контуре газопровода, а тепловые потоки и потоки грунтовой влаги, направление которых определяется градиентами температур (±At/An), изменяются не только по величине, но и по направлению. Графики на рисунке 4.6 доказывают факт знакопеременного движения влаги в грунте. Следует отметить, что подобные явления также возникают в грунте в момент перекрытия или открытия перемычек между отдельными нитками газопроводов, которые приводят к изменению Q а следовательно и удельного теплового потока q на участках, удаленных от КС.
Это объясняет, в том числе, и тот факт, что на конечных участках газопроводов, на подходе к КС, где ослаблено импульсное температурное влияние на коррозионно-активный слой грунта, также отмечаются, хотя и значительно реже, случаи КРН. На основании проведенного исследования можно утверждать, что проектировать газопровод необходимо с учетом взаимовлияния трубы и грунта. В [17, 18], также отмечается, что напряженно-деформированное состояние может быть определено только с учетом совместной работы трубы и окружающего грунта. Следовательно, при проектировании газопроводов необходимо учитывать изменение характеристик грунта в зависимости от влажности и времени, что в настоящее время не учитывается отраслевым стандартом.
Оценка влияния колебания температуры на разрушение трубопроводов
Стальные трубы, в зависимости от характера напряженно-деформированного состояния, температуры, величины и скорости деформации, наличия концентраторов напряжений трубы могут разрушаться вязко - после упругопластической деформации или хрупко - без существенной пластической деформации [44, 51]. Для хрупкого разрушения образца характерны незначительное удлинение и сужение зоны разрушения, низкая ударная вязкость и небольшая работа разрушения образца с трещиной. Хрупкое разрушение сопровождается изломом кристаллического или смешанного типа. Вязкое разрушение характеризуется волокнистостью и матовой поверхностью излома. Магистральные трубопроводы имеют принципиально отличающиеся по характеру работы две зоны, находящиеся: одна - в сжато-растянутом плоско -деформированном и другая - в двухосно - растянутом плоско -деформированном состоянии. Первая зона, имеющая продольные сжимающие напряжения, склонна к вязкому разрушению, другая зона, работающая в двухосно растянутом плоско деформированном состоянии, - к хрупкому. В [122] показано, что продольно сжимающие температурные напряжения в пределах температур эксплуатации газопроводов не могут инициировать вязкое разрушение стальных конструкций. Для инициирования разрушения в трубопроводах, происходящих по типу КРН, необходимо наличие дефекта, например, трещины.
Чтобы оценить величину напряжений на вершине коррозионной трещины, следует учесть кратность увеличения напряжений из-за развития дефекта. В качестве примера работы конструкции при хрупком разрушении, которое характерно для двухосно - растянутой плоско - деформированной области трубопровода с трещиноподобными дефектами, приведем расчет напряжений от локального изменения температуры на величину At для дефектной трубы газопровода Уренгой - Петровск (1847 км), где произошла авария от коррозионного растрескивания под напряжением 09.04.2003. Тогда на трубе диаметром 1420 мм и толщиной стенки 16,5 мм была обнаружена трещина глубиной 10,8 мм. При изменении температуры на величину At изменение напряжений на бездефектной трубе в условиях защемления газопровода составляет Асг = а-Е0-At К, (5.1.) где К - кратность увеличения напряжений из-за дефектности в зоне трещины составит [44] Ha рисунке 5.1. приведен график зависимости значений расчетных напряжений на вершине трещины в зависимости от относительной глубины трещины f = h/S для газопровода с толщиной стенки равной 16,5 мм при изменении температуры от 1С до 5С в условиях защемления [18, 60, 66]. Как видно, в вершине трещины может происходить существенное приращение напряжений при локальном небольшом изменении температуры, которое, в свою очередь, может инициировать рост трещины, следовательно, и разрушение трубопровода, так как значение температурных напряжений при этом (хрупком разрушении) сопоставимо с пределом прочности. вершине трещины для трубы с толщиной стенки 16,5 мм от изменения температуры Стабильность теплогидравлических режимов может быть обеспечена по двум основным направлениям: -организационно-техническими мероприятиями: -конструктивным повышением интенсивности теплообмена существующих технических средств (АВО).
Организационно-технические мероприятия могут включать: 1.Ликвидацию суточных колебаний температуры газа на входе в трубопровод путем рационального включения в работу АВО на площадках СО КС. Для этого недостаточно сложившейся практики поддержания на постоянном уровне лишь средней температуры газа W ср = const, необходимо предельно снизить амплитуду колебаний температуры газа для выполнения условия tr= const. 2. Бесперебойную работу основного оборудования КС, которая является важным условием стабильности ситуации на критических участках трассы газопровода. Остановка ГПА или отключение КС генерирует мощный тепловой импульс, т.к. резкое прекращение подвода тепла с потоком газа приводит к тому, что за 1...3 суток влажность грунта, окружающего вокруг газопровод может восстановиться до естественного состояния. 3. Сведению к минимуму числа технологических операций, связанных с изменением грузопотоков, температурных режимов основного и вспомогательного оборудования, переключений и т.д. В этом отношении важную роль имеет конструктивная надежность и стабильность работы АВО [42, 102]. 4. Сезонное регулирование работы ГПА, обеспечивающее стабильные теплогидравлические режимы в соответствии с регламентом. Наибольшие колебания температур возникают в переходный осенне-весенний период. Рассмотрим рисунок 5.2, где приведено изменение параметров: tB., ргаз., tra3 за период 01.03.2009г. и 30.04.2009г. на участке Поляна-Москово после того, как были предприняты меры по стабилизации теплогидравлических режимов транспорта газа и сравним его с рисунком 1.1. Отмечается снижение средней температуры газа, которая составила 25С против 32,5С (1998 г.), а также уменьшение амплитуды и частоты колебаний температуры газа, что является благоприятным результатом [21]. Ярко выраженных периодов колебания - 2 против 7 (в 1998 г):
