Контроль и прогнозирование роста коррозионных дефектов Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ

P.P. Шафиков, аспирант РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

контроль и прогнозирование роста Коррозионных дефектов

В настоящее время протяженность магистральных газопроводов ОАО «Газпром» достигла 158 тыс. км, из них длина газопроводов диаметром 1020-1420 мм составляет более 95 тыс. км, или 60% от общей протяженности. Средний возраст газопроводов ОАО «Газпром» приближается к 24 годам, при этом 28 тыс. км, т.е. 18%, имеют срок службы более 35 лет. Износ основных фондов, с учетом установленного срока амортизации для магистральных газопроводов, составляет более 50%.

И хотя упомянутый нормативный срок (33 года) не имеет физического смысла и носит условный характер, старение газопроводов объективно связано с ухудшением технического состояния газопровода. Это объясняется снижением защитных свойств изоляционных покрытий, накоплением и развитием дефектов в трубах и сварных соединениях, изменением напряженно-деформированного состояния и пр. [1, 2, 3].

Нарушение нормальной работы линейной части магистральных трубопроводов происходит в результате повреждений и отказов. На рис. 1 представлено распределение аварий по причинам их возникновения на газопроводах ОАО «Газпром» за период 1996-2005 гг. [4]. Статистические данные по авариям при эксплуатации магистральных газопроводов показывают, что наибольшее число аварий вызвано причиной коррозии под напряжением. На втором месте -аварии по причине строительных де-

фектов. На третьем месте находятся отказы из-за механических повреждений. Механические повреждения, приводящие к отказу магистральных газопроводов, связаны в основном с несанкционированными работами на газопроводах.

В данной статье рассматриваются локальные виды коррозии (каверн, пит-тингов, язв, общей коррозия канавочно-го типа), приводящие к разгерметизации магистральных газопроводов. Особенностью этих перечисленных дефектов является их прогнозируемый рост, т.е. развитие в зависимости от внешних условий, состояния и типа изоляционного покрытия труб и т. д.

Поэтому степень опасности локальной коррозии обычно оценивается не по вероятной возможности возникновения коррозии, а по ее ожидаемой скорости и величине разрушения металла. Скорость коррозии измеряется в различных единицах. Для подземных

сооружений, которые служат для транспортировки различного сырья углеводородов (трубопроводы), имеет значение как общее количество разрушенного металла трубопровода, так и скорость образования единичных сквозных повреждений, нарушающих нормальную работу трубопроводов. В соответствии с этим практически применяют следующие единицы: г/м2.год, г/см2.ч, определяющие количество потерянного металла и др., или мм/год, определяющие скорость проникания коррозии вглубь.

Опыт эксплуатации подземных газопроводов показывает, что наиболее опасным видом коррозионного разрушения являются каверны, поэтому расчетное определение развития глубины каверн может характеризовать опасность коррозии, что в конечном итоге определяет срок службы подземного газопровода. Опасность коррозии может быть оценена для любого участка газопровода безразмерным коэффициентом /

где:

бкрасч - расчетная глубина каверны, мм;

^к.^кр - критическая глубина каверны на данном участке, мм.

При /=0 коррозия отсутствует, при /=1 образуется сквозное повреждение стенки трубопровода (свищ). Возможно прогнозирование опасности коррозии с учетом внешних и внутренних условий эксплуатации трубопровода на основании эмпирических формул

■ Нлруж КЫ СОДОМ*, в« ■ Ctin>irtWHh4*f Д*.Dm Tv.

Рис. 1. Распределение аварий, произошедших на линейной части за период 1996-2005 гг. ОАО «Газпром»

на правах рекламы

развития коррозионных повреждении и теории предельного состояния металла трубопроводов.

В формуле (1) числитель может быть найден из уравнения третьего порядка (2), исходя из того, что коррозионное разрушение подчиняется нелинейному закону.

У.=-

где:

Ат2 + Вт + С

(2)

А - величина, обратная глубине проникновения коррозии в стенку трубопровода, 1/мм;

В - величина, обратная линейной скорости коррозии, год/мм;

С - величина, обратная ускорению процесса коррозии, год2/мм.

Этот же числитель может быть найден и по зависимости 6красч(^ - «глубина каверны - время»:

8кРаСЧ 5к(1-Л (3)

где:

8к - установившееся значение глубины коррозионной каверны в стенке трубопровода, мм;

* - время, в течение которого подземное металлическое сооружение подвергается коррозии, годы;

Т - постоянная времени коррозионного процесса, годы.

Для вычисления критической глубины каверны можно воспользоваться методом предельного состояния, применяя в качестве основной характеристики временное сопротивление металла трубопровода. Последнее выражается следующим неравенством. прй 25 (4)

где:

р - внутренне давление, кГ/см2;

й - внутренний диаметр трубопровода,

см;

овр - временное сопротивление стали трубы, кГ/см2;

п - коэффициент перегрузки; к - коэффициент однородности; т1 - коэффициент условий работы металла трубы;

тг - коэффициент условий работы трубопровода;

5 - номинальная толщина стенки трубы, см.

Установившуюся глубину коррозионной каверны принимаем равной разности между толщиной стенки трубопровода и толщиной стенки в каверне трубы.

6К= 6 - 8о.

Глубина коррозионной каверны 8к в процессе коррозии стремится к толщине стенки трубы б, и, когда первая достигает значения, равного б, на стальном трубопроводе образуется сквозное отверстие. Поэтому критическую глубину каверны, при которой образуется свищ, отнесенная к любому участку между компрессорными станциями, можно определить из выражения:

(5)

= _ п(1(ртах -р^)

“ кр 2Лш11я2авр '

где:

Ртах - максимальное внутреннее давление, которое выдерживают стенки трубопровода, не разрушаясь, кГ/см2;

р(1) - рабочее давление на данном участке трубопровода, кГ/см2.

Таким образом, решая совместно уравнения (1), (5), (2) или (3), можно найти время необходимого ремонта. Контроль коррозии заключается в систематическом определении степени поврежденности или деградации элемента конструкции с целью принятия своевременных мер по обеспечению его успешной эксплуатации.

КОНСТАНТА*

198095,

Санкт-Петербург, а\я 42

ТелЛФакс: +7 (812) 372 2903, +7 (812) 372 2904

office@constanta.ru

www.constanta.ru

Приборы коппле качества защити

лил.

Ш Электромагнитные « толщиномеры защитных покрытий всех типов серии КОНСТАНТА

кЯ0

оскопы серии КОРОНА в защитны* покрытий

¿ШТ 8КЛ

РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ

щм

Рис. 2. Распределение дефектов по типам на участке

^ 4* ^ ^ 4> £ # $ 4> 4> 4 # *>“ & # £■ f

Рис. 3. Распределение коррозионных дефектов по глубине на участке

ОПЫТ ПОКАЗЫВАЕТ, ЧТО КОНТРОЛЬ КОРРОЗИОННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ ПОЗВОЛЯЕТ:

а) обоснованно составлять графики ремонтно-профилактических работ;

б) сокращать простои оборудования при профилактических осмотрах;

в) предотвращать непредвиденные выходы оборудования из строя;

г)получать информацию, необходимую для разработки эффективных мер борьбы с коррозией.

На сегодняшний день достаточно высокой достоверностью и идентификации дефектов на газопроводе является обследование газопровода внутритруб-ной дефектоскопией. Приведем пример обследования участка магистрального газопровода внутритрубной диагностикой (рис. 2, 3, 4).

На рис. 2, 3, 4 показано распределение по типу, глубине и длине обнаруженных дефектов. На основе полученных результатов обследования можно достаточно точно прогнозировать развитие дефектов. Срок службы подземных газопроводов может быть «практически не ограниченным» при профилактическом техобслуживании, включающем поиск и устранение дефектов.

44 ^ 4" ^ ■# # ^ Ф & п^5 Ф # $ & & &

lid

Рис. 4. Распределение дефектных труб по длине на участке

Литература

1. А.В. Моисеев, А.И. Парфенов. Отечественный и зарубежный опыт сооружения, эксплуатации, ремонта и реконструкции магистральных газопроводов. - М.: ИРЦ Газпром, 2006

2. О. И. Стеклов. «Комплексная техническая диагностика магистральных газопроводов». Территория не-фтегаз. - 2006. - №4. - С. 20 - 26, №5. - С. 12 - 17, №5. - С. 48 - 55.

3. Б. И. Мирошниченко, Д.П. Варламов (НПО Спецнефтегаз). «Оценка состояния и определение срока безопасной эксплуатации газопроводов». Газовая промышленность.

- 2006. - №2. - С. 48 - 50.

4. Овчаров С.В. Разработка «Рекомендаций по учету влияния технико-технологических, природно-климатических и других факторов при прогнозировании аварийности на МГ ОАО «Газпром».

- М: ООО «ВНИИГАЗ», 2007. - 53 с.

на правах рекламы

Санкт-Петербург

www.terma-spb.ru

15 лет стабильной работы

на рынке производства изоляционных материалов

ТЕРМОУСАЖИВАЕМЫЕ АНТИКОРРОЗИОННЫЕ

ИЗОЛЯЦИОННЫЕ МАТЕРИАЛЫ

Адрес 192029, Россия

СПб, ул. Дудко д.З info@terma-spb.ru Website www.terma-spb.ru

лефоны: +7(812)740-37-39

+ 7(812) 600-18-20 + 7(812) 600-18-46 Факс +7(812)740-37-38

ИЗОЛЯЦИЯ ДЛЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ ТРУБОПРОВОДОВ

• ТЕРМА-40, ТЕРМА-60—двухслойная лента с полимерным адгезионным слоем для нанесения 2-х слойной полимерной изоляции или 3-х слойной эпоксидно-полимерной изоляции.

• ТЕРМА-Л — защитная однослойная лента-обертка без адгезионного слоя, предназначена для использования в комплексных битумно-полимерных покрытиях, наносимых горячим способом в трассовых условиях.

• ТЕРМА-МХ — защитная двухслойная лента-обертка с самоклеящимся битумно-полимерным адгезионным споем, предназначена для использования в комплексных битумно-полимер-ных покрытиях, наносимых холодным способом в трассовых условиях.

ИЗОЛЯЦИЯ ДЛЯ СВАРНЫХ СТЫКОВ ТРУБ И ОТВОДОВ

• ТЕРМА-СТМП — манжета для изоляции сварных стыков труб с 3-х слойным заводским полимерным покрытием диаметром до 1720 мм.

• ТЕРМА-СТ — лента для изоляции сварных стыков труб и отводов с 2-х слойным заводским полиэтиленовым покрытием. Для образования 3-х спойного покрытия может поставляться в комплекте с эпоксидным праймером.

МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ РЕМОНТА ИЗОЛЯЦИИ

• ТЕРМА-РЗ, ТЕРМА-Р — комплект материалов для ремонта мест повреждения заводского полиэтиленового покрытия труб, а также покрытия на основе термоусаживающихся лент. Состоит из термоплавкого ремонтного заполнителя и армированной ленты-заплатки.

ГИДРОИЗОЛЯЦИЯ ДЛЯ ТЕПЛОПРОВОДОВ

АДГЕЗИВЫ ДЛЯ ТРУБНЫХ ЗАВОДОВ