CC BY
19ОПТИМИЗАЦИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ НА ГАЗОПРОВОДАХ, ПОДВЕРЖЕННЫХ КОРРОЗИОННОМУ РАСТРЕСКИВАНИЮ ПОД НАПРЯЖЕНИЕМ
УДК 622.691.4
И.И. Велиюлин, д.т.н., академик РАЕН, ООО «ЭКСИКОМ» (Москва, РФ) В.И. Городниченко, к.т.н., ООО «ЭКСИКОМ», v.gorodnichenko®eksikom.ru
В работе представлен анализ исследований по изучению явления стресс-коррозионного растрескивания под напряжением. По результатам анализа сделаны выводы, что трещины глубиной до 20 % от толщины стенки трубы на газопроводах с длительными сроками эксплуатации практически не растут и могут привести к разрушению труб только при дополнительном воздействии. В связи с этим был поставлен вопрос о целесообразности испытаний повышенным давлением, поскольку при проверке качества сварных соединений одновременно с контролем на участках, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением (КРН), провоцируется подрастание трещин. Поэтому было предложено применить к линейной части газопроводов накопленный на технологических трубопроводах компрессорных станций опыт замены гидравлических испытаний техническим диагностированием сварных соединений. В итоге на основании комплексного анализа результатов испытаний и диагностических работ сформулированы подходы к оптимизации ремонтных работ, реализация которых позволит повысить надежность участков газопроводов, подверженных КРН.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ГАЗОПРОВОД, ДЕФЕКТ, СВАРНОЕ СОЕДИНЕНИЕ, СТРЕСС-КОРРОЗИОННОЕ РАСТРЕСКИВАНИЕ ПОД НАПРЯЖЕНИЕМ, НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ.
Первый случай разрушения в СССР газопровода по причине стресс-коррозионного растрескивания под напряжением, когда труба разлетелась на мелкие осколки, как стекло, был зафиксирован в 1976 г. на газопроводе «Средняя Азия - Центр» (4-я нитка). Следующее разрушение газопровода с серьезными последствиями, произошедшее в 1983 г. на выходе компрессорной станции (КС) Бейнеу (на 3-м км трассы), положило начало исследованиям данного явления в газовой промышленности.
Исследования по изучению явления стресс-коррозионного растрескивания под напряжением проводятся уже более 30 лет, но до сих пор вопросы, связанные с количественной оценкой числа стресс-коррозионных трещин (трещин) на участке газопровода, с прогнозом скорости развития
трещин, торможением их развития и определением условий, при которых дефекты не будут развиваться и, следовательно, не приведут к разрушению газопровода, так и не решены. Об этом свидетельствует, в частности, нормативная документация, регламентирующая отбраковку труб в процессе производства капитального ремонта газопроводов. Так, в соответствии с Инструкцией по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов труба со стресс-коррозионной трещиной подлежит отбраковке с возможным последующим ремонтом вне зависимости от размеров трещин. В итоге происходит значительное увеличение количества труб, подлежащих замене, что, в свою очередь, приводит к недопоставке труб, поскольку планиро-
вание поставок осуществлялось, как правило, без должной оценки количества труб со стресс-коррозионными трещинами. О серьезности данной проблемы свидетельствуют результаты анализа данных отбраковки, выполненной в 2015-2016 гг. при производстве капитального ремонта методом переизоляции. Оказалось, что на 24 участках, подверженных КРН, было выявлено 38 476 стресс-коррозионных трещин глубиной до 10 % (данные отбраковки, отраженные в актах), что привело к замене труб в соответствующих количествах. Для справки: при ВТД этих 24 участков было выявлено только четыре дефекта с формулировкой «возможное наличие аномалий типа продольной канавки, которую принято относить к коррозионным дефектам».
В статье предлагаются подходы, реализация которых позволит
Veliyulin I.I., Doctor of Engineering Science, Member of the Russian Academy of Natural Sciences, EXICOM LLC (Moscow, RF) Gorodnichenko V.I., Ph.D. in Engineering Science, EXICOM LLC, v.gorodnichenko@eksikom.ru
Optimization of repair works at gas pipelines prone to stress corrosion cracking
The article presents an analysis of research on studying stress corrosion cracking. Following the analysis, the conclusions were drawn that cracks with a depth of up to 20 % of the pipe wall thickness in long-term operated gas pipelines barely grow and can lead to pipe destruction only if there is some additional impact. In view of this, a matter on the expediency to carry out high pressure tests was brought up since when inspecting the quality of welded joints at sections prone to stress corrosion cracking (SCC), one provokes crack starting. Therefore it was proposed to use the experience accumulated in process pipelines of gas-compressor stations with regard to the replacement of hydraulic tests with technical diagnostics of welded joints and to apply it to the linear part of gas pipelines. As a result, the comprehensive analysis of the test and diagnostics results, some approaches to the optimization of repair works whose implementation will allow increasing the safety of gas pipeline sections prone to SCC, were formulated.
KEY WORDS: GAS PIPELINE, DEFECT, WELDED JOINT, STRESS CORROSION CRACKING, NON-DESTRUCTIVE TESTING.
повысить надежность участков газопроводов, подверженых КРН, и сократить затраты на капитальный ремонт.
Наличие трещин стресс-коррозионного происхождения обычно связывают с типом трубы и толщиной стенки трубы, коррозионной активностью грунта, особенностями географического рельефа трассы газопровода, химическим составом и типом грунта, присутствием водотоков и др. [1-2]. Из-за многообразия факторов, влияющих на образование и рост трещин, эффективность методов косвенной диагностики довольна низка и трудоемка, так как требует проведения работ по экскавации газопровода. Также низка в плане обнаружения трещин и эффективность ВТД газопроводов. В соответствии с ГОСТ Р 55999-2014 [3] внутритрубные дефектоскопы с доверительной вероятностью, равной 90 %, должны выявлять одиночную стресс-коррозионную трещину, если ее размер по глубине равен или превышает 20 % толщины стенки трубы, и сетку трещин, если размеры трещин по глубине равны или превышают 15 % толщины стенки трубы. Что же происходит на самом деле? При наличии 1834 стресс-коррозионных трещин (сетки трещин) глубиной от 20 % толщины стенки трубы, выявленных при отбраковке, с помощью ВТД было
обнаружено 24 дефекта и, следовательно, пропущено 1810 дефектов. В рассмотренном примере вероятность обнаружения трещин глубиной от 20 %, так же как и в случае с трещинами глубиной до 20 %, равна 0. Поэтому 57 % аварий по причине стресс-коррозионного растрескивания под напряжением в 1990-х гг. и в начале 2000-х гг. связано прежде всего с низкой эффективностью методов диагностики трещин.
С 2004 по 2010 г. при проведении работ по масштабной переизоляции газопроводов, а затем в 2011-2015 гг. в ходе продолжения выполнения программ капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов наиболее опасные участки,
подверженные КРН, были отремонтированы. Благодаря этому была снижена частота аварий, и в настоящее время она сопоставима с международным уровнем.
Как показывает опыт расследования аварий газопроводов по причине КРН, построенных из труб класса Х60-Х70 диаметром 1420 мм и толщиной стенки трубы 15,7 мм, глубина трещин, вызвавших разрушение труб при рабочем давлении, в большинстве случаев составляет 7-12 мм при длине дефектов 600-1700 мм. Следует отметить тот факт, установленный при проведении ремонтных работ, что размеры трещин по глубине в основном находятся в диапазоне 0,7-1,5 мм, что составляет
250
Глубина стресс-коррозионного дефекта, мм
Рис. 1. Распределение количества трещин в зависимости от их глубины
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 Номер испытаний
Рис. 2. Результаты гидравлических испытаний участка газопровода диаметром 1420 мм и толщиной стенок труб 15,7 мм
менее 10 % толщины стенки труб, и эта картина отражает ситуацию после 25-30 лет эксплуатации газопроводов. Типичная картина распределения количества трещин в зависимости от их глубины представлена на рис.1.
Таким образом, на основе экспериментальных исследований можно констатировать, что трещины глубиной до 20 % толщины стенки трубы на газопроводах с длительными сроками эксплуатации практически не растут и без дополнительных воздействий не могут привести к разрушению труб.
Следует отметить еще одну закономерность, связанную со стресс-коррозионными трещинами, выявленную в ООО «Газпром трансгаз Ухта». При мониторинге отремонтированных контролируемой шлифовкой участков, поврежденных до ремонта трещинами глубиной до 10 % толщины стенки
трубы, было установлено, что в этих зонах новые трещины не образуются.
В 2015 г. в ООО «Газпром трансгаз Югорск» был апробирован метод обнаружения трещин с использованием сканера-дефектоскопа, перемещающегося по внутренней поверхности трубы, показавший положительные результаты по выявлению трещин глубиной от 10 % толщины стенки трубы. С помощью этого метода можно будет локализовать дефектные участки с трещинами глубиной до 20 % толщины стенки трубы (для более глубоких трещин вопрос образования и развития трещин в зонах устраненных трещин не изучен) и на этих участках вместо капитального ремонта методом переизоляции с частичной заменой труб проводить ремонт по техническому состоянию или переизоляцию без замены труб.
Остановимся на переиспытаниях газопроводов повышенным давлением, использующихся для выявления в газопроводе опасных дефектов, в том числе и трещин, способных при достижении критических размеров вызвать аварийное разрушение газопровода. Практика проведения переиспытаний газопроводов применительно к трещинам позволяет сделать следующую оценку данного метода диагностики. При переиспытании участка газопровода до разрушения было установлено наличие снижения («реверсия») давления разрыва при повторном нагружении по отношению к предшествующему значению разрушающего давления. Данный эффект (рис. 2) дает все основания предполагать, что переиспытания повышенным давлением меняют состояние оставшихся трещин так, что при повторном нагружении наблюдается снижение разрушающего давления, связанное с увеличением размеров докритических трещин.
Факт роста глубины трещин при статическом нагружении труб до разрыва был подтвержден фрактографическим анализом изломов, по результатам которого трещины можно было разделить на три группы:
• трещины, в вершине которых при нагружении происходит только упругое деформирование, что гарантирует сохранение их первоначальных размеров после нагру-жения испытательным давлением, и эти трещины не могут быть выявлены при переиспытаниях;
• трещины, в вершине которых при нагружении образуется пластическая область, растущая по мере увеличения давления на-гружения. При этом, не достигая критических значений, увеличиваются размеры трещин, что может приводить к объединению трещин. Эти трещины также не выявляются при переиспытаниях;
• трещины, размеры которых при переиспытаниях достигают
х
ф
с
т (С Ч Ф I Ф Е
Щ
2
(С
3
>
о.
п (С
о.
10,5
10
9,5
8,5
7,5
I
30 40 50 60 70 80
Глубина дефекта, %
90
Рис. 3. Разрушающее давление в зависимости от глубины трещин
0,8
<ц
ч
¡0 0,6
£
\о
0,5
£ 0,4
о 0,3
X I-
£ 0,2
го
г
Ь 0,1
0
Ремонт муфтой^
Ремонт сваркой
Ремонт заменой катушки
Ремонт муфтой
Ремонт контролируемой шлифовкой
350 700
Длина дефекта, мм
1050
1400
Рис. 4. Области применения методов ремонта трубы с зоной трещин шириной меньшей наружного диаметра трубы
9
8
7
0
критических размеров, в том числе и за счет объединения трещин, что приводит к разрушению труб (выявляемые трещины).
На рис. 3 представлен пример результатов повторных гидроиспытаний, проведенных на базе Краснотурьинского ЛПУ МГ в виде зависимости давления разрыва (в интервале 7,2-10,0 МПа) от глубины трещин, измеренных после разрыва. Из графика очевидно, что минимальная глубина выявленных трещин даже для максимального давления переиспытания (10,3 МПа) превышает 6 мм. Это означает, что в газопроводе, выдержавшем испытательное давление до 10,3 МПа, могут оставаться не выявленными трещины глубиной не менее 6 мм (примерно 38 % толщины стенки трубы, равной 15,7 мм). Следовательно, после ремонтных работ в соответствии с нормативными требованиями, проводя испытания участков, мы провоцируем страгивание трещин и тем самым создаем условия для их дальнейшего развития, что в конечном счете может привести к разрушению труб.
В связи с этим возникает вопрос о целесообразности испытаний повышенным давлением участка, который многие годы без снижения работоспособности находился в эксплуатации, так как, проверяя качество сварных соединений, мы одновременно на участках, подверженных КРН, гарантированно оставляем трещины глубиной не менее 6 мм (рассматривается газопровод диаметром 1420 мм с толщиной стенки трубы 15,7 мм), при этом провоцируем их страгивание. Поэтому на отдельных участках, где был произведен ремонт с заменой труб, вполне логично заменить гидравлические испытания техническим диагностированием сварных соединений, выполненных в ходе комплексного ремонта технологических трубопроводов КС, осуществляемого в соответствии со стандартом [4]. Для технологических трубопро-
водов КС условие эквивалентности неразрушающего контроля гидравлическим испытаниям формулируется следующим образом: «В процессе технического диагностирования сварных соединений, выполненных при комплексном ремонте технологических трубопроводов компрессорной станции, будут выявлены все дефекты в новых гарантийных соединениях, которые привели бы к их разрушению при гидравлических испытаниях, с вероятностью не менее, чем вероятность отказа диагностируемого объекта, определяемая по стандарту [5]». Если теперь посмотреть на зарубежный
опыт ввода газопроводов в эксплуатацию после ремонта, то там практика их переиспытаний отсутствует. Нет их и в ОАО «Газпром трансгаз Беларусь».
Наряду с внедрением подхода по эквивалентности неразруша-ющего контроля переиспытаниям необходимо также полностью перейти от ручной сварки к полуавтоматической или автоматической. Кроме того, для ремонта труб с трещинами следует широко применять метод ремонта с использованием сварочных технологий, апробированный в ООО «Газпром трансгаз Югорск» еще в 2003 г. в рамках выполне-
« 3-
100,0 -Г,
90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0
Зона, в которой допускается вышлифовка трещины (сетки трещин шириной не более диаметра трубы)
—I-1-1-1-1-1-1—
500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 Длина стресс-коррозионной трещины, мм
4000
Рис. 5. Зависимость допустимой глубины трещины от ее длины
0
ния Комплексной программы ОАО «Газпром» по исследованию коррозионного растрескивания под напряжением и разрешенный к применению в стандарте [6]. В качестве примера на рис. 4 обозначены представленные в стандарте [6] области применения ремонта трубы с зоной трещин методом сварки, муфты, замены катушки и контролируемой шлифовки. Пунктирная и штрих-пунктирная линии для дефектов шириной 1200 и 100 мм показывают границы выполнения критерия по допускаемой отбраковке трубы по условиям трудоемкости шлифовальных работ. Из рисунка следует, что трубы диаметром 1220 мм
с толщиной стенок 14,5 мм при рабочем давлении 7,4 МПа, поврежденные трещинами глубиной от 25 % (3,6 мм) до 40 % (5,8 мм) толщины стенки трубы, можно в зависимости от длины трещины ремонтировать контролируемой шлифовкой. Ремонт контролируемой шлифовкой возможен вне зависимости от длины трещины, если ее глубина не превышает 20 % толщины стенки трубы.
Для газопровода диаметром 1420 мм и толщиной стенки трубы 15,7 мм, наиболее подверженного КРН, граница, до которой выполняется критерий осуществления ремонта методом шлифовки, показана на рис. 5. В этом случае
ремонт контролируемой шлифовкой возможен вне зависимости от длины трещины, если ее глубина не превышает 10 % толщины стенки трубы. Ремонт этим методом труб с трещинами глубиной до 20 % возможен только, когда их длина не превышает 500 мм.
Таким образом, представленный материал позволяет прийти к выводу, что если диагностические работы дают возможность надежно локализовать дефектные участки с трещинами глубиной до 20 % толщины стенки трубы, то на этих участках капитальный ремонт методом переизоляции с частичной заменой труб можно заменить ремонтом по техническому состоянию с использованием методов ремонта, разрешенных к применению в стандарте [6], и с контролем сварных соединений не менее чем двумя методами или методом переизоляции без замены труб. В противном случае ремонт участка газопровода осуществляется методом переизоляции, но переиспытания заменяются эквивалентными по надежности неразрушающими методами контроля сварных соединений. При реализации такого подхода экономия финансовых средств более чем очевидна. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Стеклов О.И., Варламов Д.П. Безопасная эксплуатация системы магистральных газопроводов при наличии дефектов КРН // Газовая промышленность. 2013. № 1. С. 46-49.
2. СТО Газпром 2-2.3-173-2007. Инструкция по комплексному обследованию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением. М.: ОАО «Газпром», 2007.
3. ГОСТ Р 55999-2014. Внутритрубное техническое диагностирование. Общие требования. М.: Стандартинформ, 2014.
4. СТО Газпром 2-2.3-184-2007. Методика по расчету и обоснованию коэффициентов запаса прочности и устойчивости магистральных газопроводов на стадии эксплуатации и технического обслуживания. М.: ОАО «Газпром», 2008.
5. Инструкция по использованию гидравлических испытаний для контроля качества комплексного ремонта технологических трубопроводов компрессорной станции (утв. в ОАО «Газпром» 29 июля 2008 г.).
6. СТО Газпром 2-2.3-595-2011. Правила назначения методов ремонта дефектных участков линейной части магистральных газопроводов Единой системы газоснабжения ОАО «Газпром». М.: Газпром экспо, 2012.
REFERENCES
1. Steklov O.I., Varlamov D.P. Safe Operation of the Main Pipeline System if there are SCC Defects. Gazovaya Promyshlennost' = Gas Industry, 2013, No. 1, P. 46-49. (In Russian)
2. Gazprom Company Standard -2.3-173-2007. Guidelines on Comprehensive Examination and Diagnostics of Main Pipelines Prone to Stress Corrosion Cracking. Moscow, Gazprom OJSC, 2007. (In Russian)
3. GOST R 55999-2014. Inline Technical Diagnostics. General Requirements. Moscow, Standartinform, 2014. (In Russian)
4. Gazprom Company Standard 2-2.3-184-2007. Method for the Calculation and Justification of the Safety and Stability Factors of Main Pipelines at the Stage of their Operation and Technical Maintenance. Moscow, Gazprom OJSC, 2008. (In Russian)
5. Guidelines on Using Hydraulic Tests to Control the Quality of Comprehensive Repair of Process Pipelines of a Compressor Plant (Approved by Gazprom OJSC on July 29, 2008). (In Russian)
6. Gazprom Company Standard 2-2.3-595-2011. Rules of Selection of Repair Methods for Defective Sections on the Linear Part of Gas Main Pipelines of the Unified Gas Supply System of Gazprom OJSC. Moscow, Gazprom Expo LLC, 2012. (In Russian)
