ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Методы мониторинга и диагностики технического состояния подземных трубопроводов из "Защита от коррозии и ремонт подземных металлических трубопроводов" Россия является крупнейшей державой в мире в области трубопроволного транспорта общая протяженность трубопроводов превышает 230 тыс. км. Из них 47,6 тыс. км - это магистральные нефтепроводы, по которым транспортируется 99,5% добываемой в России нефти. Трубопроводные системы являются важнейшей составной частью топливно -энергетического комплекса России. [c.7] Система магистральных нефтепроводов России создавалась преимущественно в период с 1950 по 1980 гг., при этом основная часть нефтепроводов была построена в 1960 - 1970 гг. в условиях необходимости транспортировки нефти от месторождений Западной Сибири в центральные регионы страны [38]. Что касается газопроводов, то после 2005 г. все действующие в настоящее время газовые магистрали превысят принятый срок службы трубопроводов - 33 года [1]. [c.7] Выборка по отказам магистральных трубопроводов [1] показывает влияние возрастного фактора трубопроводов на количество аварийных разрушений, более 30% из них приходится на трубопроводы, проработавшие более 20 лет. Анализ статистики аварий показывает, что после 20-25 лет эксплуатации возрастает риск аварий, обусловленный ухудшением состояния трубопроводов. Причины такого ухудшения связаны с механическими и коррозионными воздействиями перекачиваемого продукта и окружающей среды, вызывающими накопление и развитие усталостных и коррозионных повреждений в металле труб. Очагами повреждений чаще всего служат дефекты, возникшие при заводском изготовлении труб, дефекты строительномонтажных работ, участки отслоения, разрушения изоляционного покрытия, В табл. 1.1 приведены определения аварий на магистральных трубопроводах (МТ) по основным причинам в 1997 году [1]. [c.7] На газопроводах последние 3 года частота аварий составляет 0,21 - 0,26 на 1000 км в год (по данным Госгортехнадзора России, в 1996 г. на газопроводах было 0,21 аварий на 1000 км трасс). На нефтепроводах благодаря большому объему внутритрубной диагностики и существенному увеличению выборочного ремонта по результатам диагностики за период с 1993 г. по 1997 г, количество аварий снизилось с 0,25 до 0,06 на 1000 км (в 1970 году на 1000 км приходилось в среднем 3,87 аварии в год) [1]. [c.7] При анализе аварийности на газопроводах наибольшее беспокойство вызывает рост отказов, связанных с коррозионным растрескиванием металла труб под напряжением (КРН, стресс - коррозия). В последние три года отказы по этой причине на трубопроводных магистралях диаметром 1220 - 1420 мм составили 54,4% от общего числа [152]. [c.8] В зависимости от условий возникновения отказы происходят из-за коррозии, брака строительно - монтажных работ (аномалии геометрии трубы (вмятины, гофры и т.д.), дефекты и трещины в поперечных сварных швах, механические повреждения, вызывающие потерю металла (царапины, задиры и т.д.), несовершенства проектных решений, заводского брака труб (расслоения в стенке трубы, инородные включения, нарушения геометрии трубы (овальность), дефекты и трещины в заводских сварных швах, зоны повышенной твердости), из-за нарушений нормальных условий эксплуатации, под действием рабочих эксплуатационных нагрузок (трещины усталостного и коррозионно - усталостного характера, в том числе в малоцикловой области, стресс-коррозия, деформационное старение), а также из-за нарушений герметичности трубопровода сторонними лицами. В целом по статистике отказов и аварий в составе причин, вызывающих нарушение герметичности трубопровода, преобладают дефекты строительно-монтажных работ и низкое качество изготовления труб. [c.8] Значительное число дефектов возникает при сварке труб в заводских условиях. Это непровары корня шва, несплавления, резкие переходы от шва к основному металлу, подрезы по границе и повышенное усиление шва. При сварке кольцевых монтажных стыков, выполняемой в полевых условиях, кроме указанных выше дефектов, встречаются и дефекты в виде смещения стыкуемых кромок. Все эти дефекты, являющиеся концентраторами напряжений, в процессе эксплуатации при воздействии циклических и вибрационных нагрузок и коррозионной среды могут служить очагами развития трещин. [c.8] Кроме того, важнейшим фактором, влияющим на скорость развития коррозии, является состояние электрохимической защиты несовершенство системы защиты от коррозии может способствовать развитию коррозионных процессов. [c.9] Скорость и характер коррозии существенно зависят от условий прохождения трассы. Статистика распределенил коррозионных дефектов показывает, что в южных регионах, где температура почвы более высокая, количество коррозионных повреждений заметно выше, чем в центральных регионах России, Существенную роль при этом играет также уровень коррозионной активности грунтов. [c.9] Для изготовления резервуаров, цистерн и трубопроводов используют главным образом низкоуглеродистые стали (ГОСТ 380-71 и ЧМТУ 5232-55) и только для некоторых типов резервуаров большой емкости и трубопроводов применяют низколегированные стали (ГОСТ 19281-73). [c.9] Для изготовления трубопроводов применяют стали 08, 10, 15 и 20 (ГОСТ 1050-74) и стали. марок Ст.2, Ст.З и Ст.4 (ГОСТ 380-71). Для изготовления ответственных трубопроводов используют низколегированные стали марок НЛ1, НЛ2, М12, МХГС и 19Г. Разборные трубопроводы изготавливаются из углеродистых сталей Ст. 10 и Ст.З. [c.9] Широкое применение низкоуглеродистых сталей для изготовления резервуаров и трубопроводов объясняется тем, что они обладают достаточно высокими механическими свойствами, гарантирутощими надежную эксплуатацию изготовленных из них технических средств. Кроме того, эти стали более доступны и дешевы, чем цветные металлы и высоколегированные стали. [c.9] В ряде случаев разрушение металла труб эксплуатируемых магистральных трубопроводов носит хрупкий характер. Одним из основных факторов, приводящих к охрупчиванию стали труб, является деформационное старение при эксплуатации магистральных трубопроводов [29, 30, 31, 32, 33]. Трубные стали, применяемые для строительства магистральных трубопроводов, относятся к малоуглеродистым сталям (С 0,2%), легированных малым количеством марганца (0,9... 1,8%), кремния (0,4... 1,2%.), хрома, никеля, меди (0,3%) и другими элементами. Деформационное старение сталей этого класса состоит в перераспределении атомов углерода и азота в феррите [34], в накоплении необратимых микропластических деформаций [35, 32] и в распаде цементита [36, 37]. Указанные процессы связаны с деформацией металла. [c.10] В эксплуатации отказы на трубопроводах возникают в основном по двум причина м из-за коррозии и из-за повторно-статического характера воздействия внутреннего давления на стенку трубы, приводящего к накоплению повреждений, развитию исходных (в основном металле и металле сварного шва) риски, непровары, структурные неоднородности и появлению новых трещиноподобных дефектов, которые, в свою очередь, приводят к появлению и росту усталостных трещин. [c.10] Совместное протекание в металле стенки трубы коррозионных и усталостных процессов интенсифицирует процесс снижения несущей способности трубопровода. [c.10] Данные диагностирования показывают [38], что на нефтепроводах АК Транснефть внешняя коррозия встречается в 3-4 раза чаще, чем внутренняя. [c.10] например, большинство нефтяных и газовых. магистралей большого диаметра имеют противокоррозионную изоляцию, выполненную полимерными лентами в трассовых условиях. [c.10] Вид коррозионного повреждения МТ и скорость коррозии зависят от ряда факторов типа грунта (глины, суглинка, песка, супеси, торфа и др.), его обводненности и температуры глубины заложения трубопровода агрессивности перекачиваемого продукта коррозионной стойкости материала трубы времени с начала коррозионного повреждения и др. [c.11] Одним из основных факторов, влияющих на состояние антикоррозионных покрытий, является фунтовая вода. В тех случаях, когда в покрытии технологические дефекты (пропуски, поры и трещины) отсутствуют и исключается непосредственный контакт металлической поверхности с фунтовой водой, коррозия под покрытием в начальный период не наблюдается. В процессе эксплуатации за счет диффузии, осмоса и электроосмоса фунтовая вода постепенно проникает к металлической поверхности, в результате под пленкой развивается электрохимическая коррозия. Процесс этот ускоряется, так как при проникании почвенного электролита в толщу покрытия последнее становится электропроводным. Образование на металлической поверхности продуктов реакций приводит к ослаблению связи между нею и покрытием и к его разрушению. Разрушению покрытий на трубах тепловых сетей способствует также действие капели — конденсационной влаги, стекающей с перекрытия каналов. [c.12] Если материал антикоррозионного покрытия склонен к набуханию, а трубопровод проложен во влажном фунте, то при периодическом увлажнении и высыхании в защитной пленке будут развиваться внутренние напряжения, которые могут привести к отслаиванию ее от поверхности трубы и к растрескиванию. [c.12] Вернуться к основной статье