Содержание к диссертации
Введение
Проблемы аварийности и обеспечения безопасности нефтегазового оборудования и трубопроводов
Ретроспективный анализ аварийности нефтегазового оборудования и трубопроводов 9
Основные виды внешних воздействий и факторов, создающих дефекты оборудования 19
Требования к контролю качества нефтегазового оборудования и трубопроводов 37
Определение технологических параметров обечаек и трубных заготовок по критериям безопасности 50
Общие положения оценки нагруженности обечаек и трубных заготовок при их складировании 51
Оценка формоизменения обечаек и трубных заготовок в условиях их складирования 54
Оценка допустимого числа рядов укладки трубных заготовок при их складировании и хранении 62
Оценка взаимосвязи параметров овальности и формоизменения обечаек и трубных заготовок при складировании 65
Критические деформации при формоизменении обечаек и трубных заготовок 65
Оценка напряженно-деформационного состояния обечаек и трубных заготовок при складировании 70
Разработка методов расчетной оценки безопасного срока эксплуатации обечаек и трубных заготовок с овальностью и без них с учетом деформационного старения и коррозии 87
Роль эффектов формоизменения при складировании характеристики безопасности эксплуатации обечаек и трубных заготовок 87
4.2 Расчетная оценка характеристик безопасности нефтегазового оборудовования и трубопроводов при длительном статическом 103
нагружении и механохимическои коррозии
Приложение А 116
Приложение Б 131
Приложение В 132
Приложение Г 133
Приложение Д 134
Приложение Е 135
Список использованных источников
- Ретроспективный анализ аварийности нефтегазового оборудования и трубопроводов
- Требования к контролю качества нефтегазового оборудования и трубопроводов
- Критические деформации при формоизменении обечаек и трубных заготовок
- Роль эффектов формоизменения при складировании характеристики безопасности эксплуатации обечаек и трубных заготовок
Введение к работе
Современная техносфера является потенциальным источником угроз, имеющих глобальный социальный характер и требующих принятия адекватных превентивных мер по обеспечению безопасности населения и окружающей среды. Значительное число опасных техногенных ситуаций по разным причинам возникает на предприятиях нефтегазодобычи, трубопроводного транспорта и переработки нефти и газа, что связано с высокой энергонасыщенностью, наличием измененного и устаревшего технического оборудования, которое увеличивает вероятность возникновения пожаров, взрывов топливно-воздушнои смеси и тяжесть наносимого ими ущерба. Поэтому снижение уровня пожаровзрыво- и экологической безопасности нефтегазодобывающих и нефтегазоперерабатывающих предприятий продолжает оставаться одной из важнейших задач системы обеспечения защищенности населения и окружающей среды от угроз техногенного характера.
Характерной особенностью систем обеспечения пожаровзрывобезопасности нефтеперерабатывающих предприятий является их многовариантность, что определяется необходимостью борьбы с угрозами возникновения пожаров и взрывов не только на территории открытых технологических установок (где сосредоточены огромные объемы нефти и нефтепродуктов), но и внутри производственных, административных, хозяйственно-бытовых и других зданий, помещений (где находятся обычные для любых промышленных предприятий пожароопасные вещества, материалы, электрооборудование, приборы и т.д.), а также за пределами предприятий вследствие частого возникновения аварийных и технологических выбросов пожаровзрывоопасных веществ в атмосферу, разливов нефти, нефтепродуктов и их попадания в почву, грунтовые и сточные воды. Это требует дополнительного проведения специального экологического мониторинга и принятия соответствующих мер.
По статистическим данным на долю предприятий нефтеперерабатывающей промышленности приходится около 48% выбросов пожаровзрывоопасных веществ в атмосферу. Кроме того, на отечественных объектах нефтепереработки от сутствуют надежные системы предотвращения и локализации аварийных ситуаций.
Техногенная опасность со стороны нефтеперерабатывающих объектов безусловно должна учитываться при создании развивающейся энергетики будущего, которая будет отвечать более жестким требованиям промышленной, энергетической, экономической, экологической безопасности. Последовательное увеличение удельного веса углеводородного топлива (нефть, газ, конденсат) в мировом экономическом балансе уже сложившаяся и установившаяся закономерность, в обозримой перспективе эта тенденция сохранится.
Актуальность существенного повышения пожаровзрывобезопасности предприятий нефтегазодобычи, трубопроводного транспорта и нефтегазоперерабаты-вающей промышленности объясняется следующими факторами:
• концентрацией химических энергоносителей, нефти и нефтепродуктов, их способностью гореть, взрываться и загрязнять опасными выбросами атмосферу;
• наличием потенциальных опасностей, вызывающих материальные и людские потери;
• опережающим развитием объемов производства по сравнению с совершенствованием природоохранных мероприятий;
• появлением трудноутилизируемых, а в некоторых случаях и балластных отходов производства, применение и способы переработки, которых пока не найдены;
• изменением ассортимента нефти (появлением сернистых и высокосернистых нефтей и газового конденсата);
• чрезвычайно высокой энергонасыщенностью объектов нефтеперерабатывающей промышленности. Типовой нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) производительностью 10-15 млн. т/год сосредоточивает на своей территории от 200 до 500 тыс. т углеводородного топлива, энергосодержание которого эквивалентно 2-5 Mm тротила;
• интенсификацией технологии, ростом единичных объемов аппаратов, вследствие чего такие параметры, как температура, давление, содержание пожа-ровзрывоопасных веществ растут и приближаются к критическим;
• несовершенностью существующих технологий сбора и утилизации по-жаровзрывоопасных компонентов нефти и нефтепродуктов, попавших в окружающую среду.
Номенклатура выпуска нефтеперерабатывающего завода с передовой технологией, обеспечивающей комплексную переработку сырья, стала состоять из сотен позиций, причем многие из изготавливаемых продуктов пожаровзрыво-опасны и (или) токсичны.
Перечисленные особенности современных объектов нефтепереработки обусловливают их потенциальную пожаровзрывоопасность. Экономическая целесообразность ввода новых промышленных предприятий ведет к созданию индустриальных комплексов в близи объектов потребления продукции, в которых узлы энергораспределения, тепло- и газоснабжения в большей части размещаются в местах проживания населения.
Вследствие создания высокоинтенсивных технологических процессов по переработке нефти, а также установок большой единичной мощности возникли принципиально новые требования по обеспечению безопасности этих производств:
• обеспечение высокой надежности функционирования производств с целью уменьшения аварийных выбросов пожаровзрывоопасных веществ в окружающую среду;
• организация оптимальной работы каждого аппарата, системы и всей технологической схемы с учетом совокупных требований энерготехнологии, экономики и экологии;
• оптимальное распределение нагрузок по аппаратам, реакторам, подсистемам, обеспечивающее наиболее полную регенерацию энергетических потоков и эффективное использование материальных ресурсов с целью полной утилизации всех возможных выбросов пожаровзрывоопасных веществ в окружающую среду.
В настоящее время существует множество стандартов на допустимые дефекты в тех или иных конструкциях. Данные этих стандартов наглядно демонстрируют, что нормы на одни и те же дефекты значительно отличаются в зависимости от класса конструкции. С другой стороны, анализ этих норм показывает, что различные нормативы, казалось бы, предназначенные для конструкций, эксплуатирующихся в аналогичных условиях, не согласуются по классам качества сварных швов даже для наиболее легко выявляемых дефектов, например, типа пор и шлаковых включений.
Цель работы. Разработка технологии складирования обечаек и трубных заготовок, обеспечивающей безопасность при их эксплуатации.
Задачи исследования:
• классификация дефектов, анализ причин возникновения дефектов и видов деформационных воздействий, создающих дефекты при складировании и хранении;
• определение технологических параметров складирования обечаек и трубных заготовок;
• оценка взаимосвязи характеристик формоизменения при складировании и овальности обечаек и трубных заготовок;
• разработка методов расчетной оценки безопасного срока эксплуатации обечаек и трубных заготовок с учетом овальности, деформационного старения и механохимической коррозии.
При решении поставленных задач использованы основные методы и подходы теории упругости, пластичности, надежности трубопроводных систем, меха-нохимии металлов. Основные теоретические результаты подтверждены лабораторными и натурными испытаниями.
Научная новизна результатов исследования:
• предложены и обоснованы аналитические зависимости для оценки оптимальных технологических параметров складирования обечаек и трубных заготовок;
• установлена взаимосвязь параметров деформационного старения и овальности обечаек и трубных заготовок, возникающей при их складировании;
• разработаны методы расчета безопасного срока эксплуатации обечаек и трубных заготовок с овальностью и без них с учетом деформационного старения, механохимической коррозии.
На защиту выносятся:
• технология складирования обечаек и трубных заготовок, применяемых для производства нефтегазового оборудования и трубопроводов;
• аналитические зависимости, связывающие параметры складирования и овальности обечаек и трубных заготовок;
• методика расчета ресурса безопасной эксплуатации конструктивных элементов нефтегазового оборудования и трубопроводов.
Практическая ценность работы заключается в разработке ряда технических решений и рекомендаций по обоснованию допустимого числа рядов складирования по высоте обечаек и трубных заготовок, исключающего образование овальности при их хранении, которые используются в ООО «Туймазыхиммаш», ООО «Баштрансгаз», ОАО «Салаватнефтемаш», ОАО «Пензахиммаш». Некоторые результаты работы нашли отражение в разработанных при участии автора методических рекомендациях MP ОБТ 2-03, которые согласованы Госгортех-надзором РФ.
Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на II научно-техническом семинаре (г. Уфа, 1999 г.), на IV Международной научно-технической конференции «Проблемы строительного комплекса России» (г. Уфа, 2000 г.), на XX научно - технической конференции сварщиков Урала «Сварка Урала - 2001» (г. Н. - Тагил, 2001 г.), на научно-практической конференции «Проблема совершенствования дополнительного профессионального и социо-гуманитарного образования специалистов топливно-энергетического комплекса» (г. Уфа, 2001 г.), на III, IV и VI Конгрессах нефтегазопромышленников России (г. Уфа, 2001, 2003, 2005 гг.), на совещании в Башкирском Управлении ГГТН РФ (2003 г.).
Публикации. Содержание диссертационной работы отражено в 10 основных опубликованных научных трудах и двух нормативных документах, согласованных Госгортехнадзоров РФ.
Структура и объем диссертации
Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов. Она содержит 151 страниц машинописного текста, 51 рисунков, 6 таблиц. Библиофафический список использованной литературы включает 144 наименований.
Ретроспективный анализ аварийности нефтегазового оборудования и трубопроводов
Современные нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) состоят из отдельных комплектных технологических установок, число которых принимается в соответствии с годовой производительностью НПЗ. Производительность крупных НПЗ достигает 20 млн. тонн в год. В зависимости от выбранной структуры потребления нефтепродуктов может меняться технологическая схема НПЗ. Так, применяя различные технологические схемы НПЗ, можно изменять глубину переработки нефти, т.е. получать, например, выход мазутов 15-45 % (по весу от количества перерабатываемой нефти).
На рисунке 1.1 показана схема технологических связей НПЗ. Поступающая на переработку нефти содержит пластовую воду и растворенные минеральные соли. Для обезвоживания и обессоливания нефти на НПЗ применяют электро-обессоливающие установки ЭЛОУ /. Обессоленная нефть поступает на атмосферно-вакуумную трубчатку (АВТ) 2, которая состоит из атмосферной и вакуумной колонн. На атмосферной колонне получают светлые продукты (бензин I и II, керосин III, дизельное топливо IV), тяжелый остаток атмосферной колонны направляется на вакуумную колонну, где производят вакуумный газойль, полугудрон, масляный дистиллят, гудрон. На этой установке получают газ, который направляется на разделение на газо-фракционную установку 5. Бензин, получаемый на АВТ, имеет низкое октановое число и не может быть использован в двигателях внутреннего сгорания, поэтому он направляется на установку каталитического риформинга 17, после которой получают высокооктановый товарный бензин II. Установки каталитического крекинга 6 служат для производства из вакуумных газойлей высокооктанового компонента автомобильного или авиационного бензина. На этих установках получают также дизельное топливо IV и котельное топливо XII. Установки термического крекинга 7 служат для выделения легких фракций из более тяжелых углеводородов (полугудронов) под действием повышенных температур. При термическом крекинге образуются котельное топливо XII, сырье для технического углерода (термогазойль) XI. Газ с установки 7 направляется на абсорбционную газофракционирующую установку 8, где выделяются сухой газ СГ (используется как топливо), автомобильный бензин, а также товарная бутен - бутиленовая фракция X. Бензин с установки термического крекинга направляется на этилосмесительную установку 16 для приготовления товарных бензинов I. Битумная установка 14 предназначена для производства из гудронов битумов различных марок XVII. Установка алкилирования 19 служит для получения высокооктановых компонентов бензина, бутана VIII и пропана VII, IX. При алкилировании в качестве катализатора применяется серная кислота. Установка каталитического риформинга на ароматику 18 предназначена для получения из нефтяного сырья после вторичной перегонки 4 ароматических углеводородов — бензола V, толуола VI, ксилола.
Смазочные масла XV различных свойств и назначений производят из масляных дистиллятов, выходящих из АВТ 2. Процесс включает установки деас-фальтизации 9, селективной очистки 10, депарафинизации 11, контактной очистки 12, вакуумной перегонки 23, производства присадок 22 и смешения масел 24. Гидроочистку 3 нефтяных продуктов и дистиллятов осуществляют для удаления соединений серы. В процессе гидроочистки образуется сероводород, который используется для получения элементарной серы 20 (XIII) и серной кислоты 21 (XIV). Нефтяной кокс XVIII производится из тяжелых нефтяных остатков на установках замедленного коксования 75. Образующийся в процессе депарафинизации парафин подвергается очистке 25 и применяется в качестве исходного сырья для получения синтетических жирных кислот и спиртов 26 (XVI).
Около 50% себестоимости НПЗ составляют затраты на энергоресурсы. Основными потребителями энергии являются дистилляционные, отпарные и разделительные колонны, где сырая нефть разделяется на ряд конечных продуктов; 50% потребляемой энергии идет на колонны первичной фракционной дистилляции (она расходуется для нагрева сырой нефти и получения пара, используемого) в колонне. Еще 35 % энергии потребляется в установке для конверсии, а остальные 15% - для конечной обработки продукции.
Оценка пожаровзрывоопасности технологических установок требует проведения статистического анализа произошедших на нефтеперерабатывающих предприятиях крупных аварий, пожаров и взрывов, количество которых постоянно возрастает. Анализ показывает, что крупные аварии и сопровождающие их пожары и взрывы на нефтеперерабатывающих производствах в большинстве случаев происходят из-за утечек горючей жидкости или углеводородного газа, возникающих в основном по следующим причинам [5, 7]: нарушение правил техники безопасности и пожарной безопасности (33%); некачественный монтаж и ремонт оборудования (22%); некачественная молниезащита (13%); нарушение правил технологического регламента (11%); износ оборудования (8%); недостаточно качественные сальниковые уплотнения и фланцевые со-единения(11%); прочие причины (2%).
Источниками воспламенения газовоздушных смесей на открытых установках НПЗ являются: нагретая до высокой температуры поверхность технологического оборудования (36,8%); открытый огонь печей (22,8%); электрические искры неисправного оборудования (8,9%); открытый огонь газоэлектросварочных работ (8,8%); повышение температуры при трении (7,6%); самовоспламенение продуктов (7,5%); прочие источники (7,6%).
Требования к контролю качества нефтегазового оборудования и трубопроводов
Оболочковые конструкции [66] относятся к сложному крупногабаритному технологическому оборудованию, к которому предъявляются повышенные требования по безопасности. Изготовление таких объектов заканчивается сборочно-монтажными операциями, большая доля которых приходится на процессы сварки конструкционные элементы.
Структурная, фазовая и химическая неоднородности материалов, характерные для состояния поставки, чаще всего проявляются при механическом и термическом воздействиях на металл. В создании неравновесных структур особенно велика роль сварочных процессов. В процессе сварки проявляются практически все виды гетерогенности: геометрическая, структурная, химическая и др. Образование дефектов (поры, шлаковые включения, горячие и усадочные трещины и т. д.) происходит в процессе кристаллизации металла, в межоперационные периоды и при хранении сварных конструкций. Причем геометрическая и физическая неоднородности являются побуждающей причиной неравномерного распределения дефектов, что, в значительной степени, затрудняет их выявление с помощью технологического контроля.
В то же время подготовительные операции способствуют проявлению таких остаточных явлений в материале заготовок, которые способствуют снижению качества сварочно-монтажных операций и уменьшают безопасный срок эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов.
На степень поврежденности сварных изделий оказывают влияние следующие основные факторы; - способ сварки; - свойства конструкционных материалов; - правильность выбора и свойства сварочных материалов; - качество подготовки поверхностей элементов под сварку; - качество сборочных операций (выверка требуемых зазоров, установка на хлеста и др.); - правильность выбора и строгое соблюдение технологии термической об работки после сварки; - обученность и квалификация персонала; -прочие.
Если принять в качестве показателя, количественно характеризующего степень поврежденности нефтегазового оборудования, коэффициент поврежденно-сти (отношение числа участков, на которых выявлены дефекты, к общему числу проконтролированных участков), то по результатам рентгенографического контроля можно представить довольно точно картину распределения поврежденности нефтегазового оборудования. Здесь же становится возможным и сравнительный анализ влияния способа сварки на степень поврежденности объекта. На рисунке 1.11 приведены результаты сравнительного анализа уровня дефектности сварных швов элементов парогенераторов атомных электростанций в зависимости от способа сварки [74] (и качестве размера участка принят размер рентгеновского снимка).
Из рисунка видно, что меньшей степенью дефектности обладают сварные швы, выполненные электрошлаковой сваркой, и большее количество дефектов приходится на швы, выполненные ручной электродуговой сваркой.
Степень повреждаемости может быть оценена и величиной коэффициента удельной дефектности у, который может быть рассчитан по числу дефектов, приходящихся на 1 т наплавленного металла (у ) или на 10 м длины шва (уд ).
Врезки различных элементов в нефтегазового оборудования (штуцеры, люки, карманы термопар и др.,), нарушающие сплошность корпусов, являются и областями большей концентрации дефектов. При этом отмечается зависимость уровня пораженности дефектами от диаметра элемента (рисунке 1.12).
Реакция сталей на образование закалочных структур в зависимости от скорости охлаждения приблизительно может быть оценена по величине углеродного эквивалента[67] 3) Обозначения химических элементов в формуле (1.1) соответствуют их содержанию в составе конкретной марки стали, % масс.
Для предотвращения подкалки применяют подогрев области околошовной зоны в процессе сварки, что увеличивает время последующего охлаждения металла с выравниванием и улучшением свойств околошовной зоны. На основании обобщения опыта производства сварных конструкций, в зависимости от величины углеродного эквивалента, рекомендуются следующие варианты технологии изготовления; - сварка металла без подогрева (С 0,42); - сварка с подогревом до температуры порядка 150-200 С (0,42 С3 0,8); - сварка с подогревом до температуры не ниже 300С с немедленным отпуском (С, 0,8).
Образованию трещин в местах приварки элементов к корпусу способствуют высокие остаточные напряжения, которые достигают в опасных зонах значения предела текучести. Поэтому регулирование параметров термического цикла предварительным и сопутствующим обогревом или принудительным охлаждением, связанное с изменением структуры и напряженного состояния металла, способствует стабилизации структуры и восстановлению свойств металла, а также повышению работоспособности нефтегазового оборудования [53].
Авторами были проанализированы карты контроля колонных аппаратов, изготовленных в ОАО "Салаватнефтемаш" в 1996-1997 гг., а также материалы по оценке качества сварных соединений неразрушающими методами контроля за 1997г.
Критические деформации при формоизменении обечаек и трубных заготовок
В настоящее время износ емкостной, колонной и теплообменной аппаратуры, на долю которой приходится 3/4 всего оборудования, составляет 80-90 %. К тому же, в большинстве случаев еще используется аппаратура старого образца с неэффективными функциональными назначениями. Предприятия топливно-энергетического комплекса нуждаются в совершенных современных аппаратах, основанных на использовании эффективных физических принципов, для реализации новых технологических процессов.
Ориентир на импортные поставки оборудования стратегически не оправдан и в современных условиях экономически невозможен.
Невозможность одновременной замены изношенного оборудования вынуждено заставляет заниматься проблемами определения остаточного ресурса аппаратов и сосудов, отработавших нормативный срок эксплуатации.
В связи с этим создание и поставка предприятиям топливно-энергетического комплекса современных конкурентоспособных аппаратов высокого качества являются своевременными и актуальными проблемами.
В условиях рыночной экономики на конверсионных и предприятиях-изготовителях нефтехимической аппаратуры (НХА) встают вопросы оценки технологичности выпускаемой аппаратуры. При этом технологичность, интерпретируемая как совокупность свойств конструкции аппаратуры, определяющих ее приспособленность к достижению оптимальных затрат при производстве, эксплуатации и ремонте, прямо или косвенно связана с характеристиками качества.
Специфичность заготовительных операций и крупногабаритность элементов аппаратуры не позволяют перенести методы обеспечения качества и теорию взаимозаменяемости из общего машиностроения. В аппаратостроении имеются свои особенности и самостоятельные подходы к вопросам установления системы допусков и размерного анализа.
Объектом данных исследований являются базовые детали (обечайки и днища) и их соединения, являющиеся общими для всех видов НХА.
Вопросы технологических сопряжений базовых элементов НХА являются достаточно сложными и их необходимо рассматривать в двух направлениях: оценка технологичности изготовления базовых элементов и их сопряжений.
Размерный анализ и изучение взаимной увязки функциональных допусков, достижение согласованности последних с технологическими допусками позволяет добиться принципов взаимозаменяемости в кольцевых сопряжениях НХА. Все это приводит к устранению пригоночно-доделочных работ, повышению производительности труда и культуры производства.
Повышение технического уровня заготовительных операций позволяет внедрить в производство аппаратуры наиболее прогрессивные технологические процессы правки, очистки, разметки, резки, раскроя, обработки кромок, гибки, штамповки и др.
Анализ структуры производства показывает, что доля пригоночно-доделочных работ при сборке кольцевых соединений «днище-обечайка» и «днище - корпус» в несколько раз выше, чем соединение «обечайка - обечайка». Это является причиной низкой точности изготовления днищ.
По указанной причине в настоящее время осуществляется нерациональная организация сборки нефтехимической аппаратуры по ниже описанным схемам.
По первой схеме (сборка по формуляру) в основном собирается емкостная аппаратура. При этом величина длины развертки обечаек берется в зависимости от значения истинного диаметра днища, то есть мы имеем дело с индивидуальным способом изготовления обечаек. В этом случае нельзя говорить даже о селективной сборке аппарата, поскольку в реальных производственных условиях невозможно накопить достаточное количество днищ какого-либо определенного размера, чтобы они могли собираться с заранее изготовленной партией обечаек без дополнительной пригонки. Поэтому при сборке сначала подбираются два днища, близких по значению периметра, затем вальцуют обечайки с учетом разницы между значениями периметров первого и второго днища, то есть обечайки вальцуют с такими размерами, которые позволили бы распределить смещение кромок равномерно по всем кольцевым стыковым соединениям аппарата.
По второй схеме в основном производят сборку колонной и теплообменной аппаратуры и емкостной, при невозможности сборки по первой схеме.
В третьей схеме в основном собирают емкостную и теплообменную аппаратуру с использованием коротких конических обечаек или прямых обечаек со снятым плавным переходом на кромке, на которые не распространяются ограничения по объему, по тепловой эффективности и т.д., регламентируемые нормативно-техническими документами.
Наиболее распространенным неточностями элементов аппаратуры являются овальность, увод кромок и, как следствие, — смещение кромок сопряжений «обечайка - днище». Существующие нормативы достаточно жестко регламентируют допуски на базовые элементы и их сопряжения.
На примере сопряжения «обечайка - днище» в работе определены (методом конечных элементов) коэффициенты концентрации напряжений аа. Показано, что отклонение от круглости в ряде случаев значительно снижает характеристики работоспособности аппаратов. В связи с этим практически важными являются вопросы разработки методов уменьшения этих неточностей при производстве аппаратуры.
Роль эффектов формоизменения при складировании характеристики безопасности эксплуатации обечаек и трубных заготовок
Как было показано в главе 3, при складировании обечаек и трубных заготовок могут возникать пластические деформации, приводящие к деформационному старению.
Проведенные в ИПТЭР исследования на металлах труб длительно эксплуатируемых трубопроводов показывают, что деформационное старение является сложным процессом и реализуется по следующим механизмам.
1. Происходит генерация новых дислокаций и вакансий, увеличивается их плотность; происходит эволюция дислокационной структуры по схеме: сетча-тая- ячеистая — клубковая. Полосовая дислокационная структура уже является предпосылкой для образования микротрещин. При этом происходит также коагуляция вакансии и образование микропор, которые могут приводить в определенных условиях к образованию эксплуатационных трещин. Изменение дислокационной структуры четко просматривается по фотографиям, показанным на рисунке 4.1.
2. Происходит блокировка дислокации примесными атомами. Если соотношение «свежих» дислокаций и «свободных» примесных атомов благоприятное для протекания деформационного старения, то этот процесс будет идти по восходящей линии. Результатом этого процесса будет являться упрочнение и охрупчивание металла труб, которое также непосредственно влияет на характеристики работоспособности металла труб. Косвенным подтверждением этому являются данные по развитию микропластических деформаций при циклическом испытании стали 17ГС.
3. Под действием переменных напряжений, возникающих при циклических нагрузках, происходит разбиение цементитных пластин дислокациями, что приводит к частичному распаду цементита). При этом освобождаются атомы углерода, часть которых уходит на образование новых карбидных частиц, а часть - в тетраэдрические пустоты ОЦК-решетки феррита. При распаде цементита также происходит фрагментация перлитовых зерен. Эти процессы могут способствовать снижению трещиностойкости металла труб длительно эксплуатируемых трубопроводов. Факт выделения цементита в трубных сталях подтверждается фотографиями, приведенными на рисунке 4.2.
4. Деформационное старение сопровождается также образованием новых карбидных частиц типа FexCy, FexCyMnz, FexCyCrz и т.п. Эти частицы, как правило, образуются на полосах скольжения и на границе зерен. Эти зародыши карбидных частиц, как известно являются барьерами движения дислокации. В результате этого возможно изменение агрегатных механических характеристик стали.
Эти результаты исследований являются бесспорным доказательством факта деформационного старения трубных сталей в структурном аспекте.
Далее рассмотрим данные основных механических свойств трубных сталей, полученные в результате натурных испытаний образцов вырезанных из Результаты обработки данных работ по формуле (4.1) сведены в таблицу 4.1. Анализ этой таблицы подтверждает известный факт повышения прочностных и снижение вязкопластических характеристик трубных сталей.
При этом коэффициент охрупчивания и старения по временному сопротивлению ств изменится в интервале 4-10 %, по пределу текучести сгт — 0-20 %, по удлинению 5 - 6-32 %, ударной вязкости KCV - 24-63 % и трещиностойкости 29-37 %.
Аналогичные выводы следуют из данных рисунков 4.5 и 4.6, полученных нами на основании обработки результатов испытаний трубной стали 17ГС. Отмеченные изменения свойств трубных сталей можно связать с явлением деформационного старения.
Однако необходимо отметить, что для объективной интерпретации подобных исследований по деформационному старению трубных сталей необходимо учитывать статистический разброс их исходных свойств. Для иллюстрации сказанного на рисунке 4.7 приведены гистограммы разброса от и ав для низколегированных сталей 09Г2С и 17ГС в исходном состоянии. Не исключено, что отмечаемый разброс исходных свойств сталей может перекрыть все ожидания при исследованиях процессов старения металла различных конструкций при их длительной эксплуатации.
