CC BY
17
Войтович В.В., Шостак В.В. Структура ремонтного цикла горизонтального ленточнопильного станка
В основе проблемы управления техническим состоянием станков при эксплуатации лежит разработка научно обоснованной структуры ремонтного цикла. Описаны результаты моделирования методом Монте-Карло изменения технического состояния станка как сложной ремонтируемой системы. Определено уравнение регрессии параметра потока отказов станка как функции от времени его оперативной работы. Обоснована структура ремонтного цикла и его параметры. Рекомендовано продолжительность межосмотровых, межремонтных периодов и продолжительность ремонтного цикла.
Ключевые слова: ленточнопильный станок, структура ремонтного цикла, параметр потока отказов, моделирование, ремонт, оптимизация.
Vojtovich V. V., Shostak V. V. The Structure of the Repair Cycle of Horizontal Band Saw
The basis of the problem of controlling machine-tools technical state during their exploitation is the development of the scientifically confirmed structure of repair cycle. The results of design using Monte Carlo method of change of the technical state of machine-tool are described as a difficult system. The equation of regression parameter of stream of machine-tool refusals as functions of time of machine-tool functioning is proposed. The structure of repair cycle and its parameters are justified. Optimum duration of periods between reviews and repairs and rational duration of repair cycle is recommended.
Keywords: the band saw, machine-tool, repair cycle structure, parameter of stream of refusals, design, repair, optimization.
УДК 621.643 Проф. Л.Я. Побережний, д-р техн. наук;
асист. А.В. Грицанчук, acnip.; викл., полковник В.В. Грицанчук -
1вано-Франтвський НТУ нафти i газу
ВПЛИВ ГАЗОГ1ДРАТ1В НА ДОВГОВ1ЧН1СТЬ СТАЛ1 ТРУБОПРОВОДУ
Одшею з найменш вивченою Kopo3ieK> е корозiя шд дieю газових пдрайв. Ця ко-розiя належить до точково! корозп, яка часто спостерк'аеться як у нейтральному, так i в кислому середовищах. Ii дуже складно внявши. Проаналiзовано сортамент трубних сталей i вщбрано для експериментальних дослщжень впливу газових пдратш на внут-ршню поверхню зразки, вирiзанi з трубопроводу сталi 20. Встановлено реальш фiзико-мехашчш характеристики трубно! сталi i показано, що вони за деякими показниками на 20-30 % нижчi за подаш в сертификату що зумовлено впливом способу виробництва безшовних металевих труб.
Ключовi слова: внутршнъотрубна корозш, експлуатацiйна деградацiя, корозiйна втома, залишковий ресурс трубопроводу.
Вступ. Значна частка у забрудненнi довкшля та негативному впливi на еколопчну ситуацiю належить свгговому паливно-енергетичному комплексу, i його частинi - паливно-енергетичному комплексу Украши. Однieю з багатьох причин попршення екологiчноí ситуацп е вiдмови та аварп нафто- та газопроводов. У зв'язку 3i старiнням газотранспортно! мережi та послаблениям державного контролю за Ii безпекою останнiми роками, на жаль, спостертаеться збшь-шення кiлькостi аварш на газопроводах Украши (розрив труб через просщання Грунту; утворення корозшних шдлин; деформацiя трубопроводов, спричинена зсувами, повенями тощо).
Одним iз шлях1в пiдвищення екологiчноí безпеки газотранспортно! сис-теми Украши е комплексний захист газопровода вiд корозп, розроблення якого неможливе без докладного вивчення механiзмiв i встановлення основних зако-номiрностей корозiйного та корозiйно-механiчного руйнування. Одним з нега-тивних чинникш газонафтотранспортно! системи е внутрiшньотрубна корозiя промислових трубопровода.
Корозiя е причиною майже 50 % вах аварш трубопровода. Корозiя - це х1шчна чи електрохiмiчна реакцiя мiж матерiалом, зазвичай металом, та його навколишшм середовищем. Корозiя спричиняе погiршення характеристик мета-лу. Оскшьки газотранспортна система Украши, як об'ект керування, дуже складна, важливою е взаемодiя диспетчерських служб зарубiжних газотран-спортних компанш у питаниях оптимiзацií роботи транзитних газопроводiв та пiдвищення !х надшност!
Одним iз шлях1в пiдвищения еколопчно!' безпеки газотранспортно!' системи Украши е комплексний захист газопроводiв ввд корозií. Корозiя внут-рiшньоí стшки газопроводу означае присутнiсть значних парщальних тискiв CO2 та/чи H2S [1]. Це ввдбуваеться тодi, коли стшка труби зазнае впливу води та забруднювачш у газi, таких як: кисень (02), дiгiдросульфiд (H2S), двоокис вуг-лецю (СO2) чи хлорид-юн (О"). З погляду вагового ввдсотка чи масово! частки, O2 розчиняеться бiльше вiдносно звичайно! сталi, поршняно з С02 чи H2S. Хоча ймовiрнiсть присутностi значних концентрацiй О2 всерединi газопостачального трубопроводу е досить низькою, навiть маленький парцiальний тиск О2 може стати причиною високо! швидкостi розвитку корозií у сталевих трубах.
Корозiя зазвичай класифiкують за трьома основними категорiями. До першо! групи вiдносять тi, як1 легко вдентифжуються пiд час вiзуальноí перевiр-ки (рiвномiрна корозiя, локалiзована корозiя та електрохiмiчна корозiя). До дру-го! групи належать тi види корозií, для iдентифiкацií яких потрiбне подальше вивчення (ерозiйна корозiя, кавтацшна корозiя, мiжкристалiчна корозiя та безсплавна корозiя. До третьо! групи належать корозiя з розтрiскуваниям та ко-розiя, що виникае пiд даею високо! температури.
Однiею з найменш дослiджених е корозiя пiд дiею газових гiдратiв. Газо-вi пдрати вiдносять до нестехюметричних клатратних сполук, в яких один компонент ("господар" - рщина) утворюе структуру, що мктить у сво!х порожни-нах iнший компонент ("гiсть" - газ) [2]. Здатнкть утворювати пдрати мають ба-гато газiв, лети оргашчш рiдини, а також !х подвiйнi i багатокомпонентнi сумь ш! Газовi гiдрати утворюються за високого тиску i низько! температури внасль док фiзичного поеднання молекул води i деяких малих молекул рвдких вугле-воднiв, таких як метан, етан, пропан та мають льодоподiбну форму з кристалiч-ною краткою, характерною для твердих речовин.
Утворення гiдратiв починаеться з маленьких частинок, як скупчуються та утворюють бiльшi шматки [3], якi з часом тверддать у лiнiях транспортуван-ня, що спричинить часткову або повну закупорку внутрiшньоí частини газопроводу, i якщо швидко 11 не видалити, то це приведе до зростання тиску всерединi труби i до можливо! аварií. Гiдрати можуть iнiцiювати певнi види внутрiшньоí
корозií газопроводiв. Ця корозгя належить до точково! корозп, яка часто спосте-ртаеться як у нейтральному, так i в кислому середовищах. I!' дуже складно ви-явити, передбачити чи попередити на стадп конструювання трубопроводу. У процес й перебiгу продукти корозп покривають порожнини, таким чином, дуже легко не помггити маленьку вузьку точку. Однак ця маленька точка може зруйнувати структуру цшого трубопроводу.
Ця проблема е рiзнобiчною через фiзичнi та Хшчш процеси, якi зале-жать вщ розмiру утвореного гiдрату, стадо та перюду його контакту з трубопроводом, внаслвдок якого вiдбуваеться руйнування захисних плшок на повер-хш. Кислотнi гази, такi як Ы2Б, С02, якi е компонентами тд час утворення газо-гiдратiв, взаемодаючи з водою, сприяють пришвидшенню внутршньо!' корозп газопроводов. 1снуе висока ймовiрнiсть, що наявнi газовi гiдрати встигають спричинити розвиток корозп у трубопроводах ще до моменту !'х вилучення.
На сьогоднi вживають рiзноманiтних заходiв для профшактики утворення пробок пдратами у системi трубопроводов. Зокрема, пiдтримують вiдповiднi температуру i тиск, ят унеможливлюють утворення гiдратiв, та вводять антиф-ризи (метанол, етанол, моноетпленглшоль (МЕГ)). МЕГ вводять у газ як антифриз, i вiн проходить з газом по трубопроввднш системi, щоб змiнити його тепло-ву енергiю внаслiдок теплопередачу таким чином запобiгаючи його замерзан-ню. Але водночас цi iнгiбiтори (метанол, етанол, моноетиленглiколь (МЕГ), ди-етиленглiколь (ДЕГ), триетиленглiколь (ТЕГ)) е еколопчно небезпечними та з великою iмовiрнiстю можуть завдати шкоди навколишньому середовищу [4].
Однак вс типи iнгiбiторiв можуть значною мiрою зменшити температуру гiдратоутворення, але повнiстю запобiгти утворенню вони не здатш. Гiдрати все одно утворюються, оскшьки температура в газопроводi продовжуе падати. Це неминуче в холодних регiонах та морських трубопроводах, де температура морсько!' води змiнюеться в межах ввд -1°С до +6°С. Загалом, питанню утворення газопдрапв у промислових трубопроводах, що е великою проблемою експлуатацп промислових газопроводiв, потрiбно придiлити значну увагу, щоб унеможливити аварiйнi ситуацií. Зараз розпочато роботу iз фiзичного та мате-матичного моделювання процесiв гiдратоутворення у трубопроводах.
Матерiали та методи. Сконструйовано та експериментально перевiрено роботу дослщного реактора (рис. 1, а), синтезовано газовi гiдрати метану (рис. 1, б) та оптишзовано термобаричнi умови 'х отримання з урахуванням експлуата-цiйних тискiв i температур. У ньому зразки матерiалу трубопроводу витриму-ють за рiзними схемами для точшшого моделювання експлуатацiйних умов. Схеми витримки зразкiв такi:
1. Зразок нерухомо за^плюють над поверхнею шдтоварно!' води, пiсля чого створюють робочий тиск i температуру, достатш для утворення гiдратiв.
2. Аналопчно схемi 1 тiльки пiсля утворення пдрату на поверхнi зразка додат-ково вмикають генератор механiчних коливань реактора, такий спосiб вип-робувань дае змогу краще оцiнити вплив пдрату за наявност великого вмк-ту шдтоварно!' води в умовах ктотно!' турбуленци газоводяного потоку.
а) б)
Рис. 1. Установка для синтезу газогiдратiв (а), синтезований гiдрат метану (б) Результати. Проведено дослщження впливу газопдрапв на матерiал трубопроводу за двома схемами витримки. Показано, що в рал витримки за схемою 2, корозiя зразка мае рiвномiрний характер, тодi як за схемою 1 ч^ко видно локалiзацiю корозшних уражень у точках кристалiзащl i дисощаци пдра-ту (рис. 2). Корозшш ураження в цьому випадку набагато слабш^ однак наяв-нють значно! локалiзацil свдаить, що такий вид газопдратно! корози е значно небезпечшший.
Рис. 2. Характер корозшних уражень тсля витримки в г^драт^ протягом 7 дiб за схемою 1) верхнш зразок, за схемою 2) нижнш зразок
На практищ внаслщок турбулентност шд час транспортування вологого газу промисловими газопроводами будемо мати поеднання двох описаних ме-ханiзмiв газопдратно! корози. На цей час проведено втомш випробовування на зразках, виконаних зi сталi 20, яку було експлуатовано протягом 20 роюв, та проведено порiвняння отриманих даних з ранiше отриманими результатами для сталi 20 у сташ поставки [5]. Дослiдження шдтвердили зменшення довговiчнос-тi контрольних зразюв деградовано1 сталi 20 у 1,3-2,5 ралв (рис. 3), що свщчить про потребу урахування цього ефекту шд час оптимiзацil режимiв експлуатаци та оцiнювання залишкового ресурсу промислових газопроводiв.
Обговорення результатiв. Втомнi випробовування зразюв шсля витримки в газопдрат показали вiдчутне зменшення довговiчностi (у 1,5-2,5 ра-зiв), причиною якого, на нашу думку, е збшьшення дефектност поверхнi зраз-юв внаслiдок агресивно1 ди газогiдратiв, яка призводить до утворення локалiзо-
ваних корозшних уражень, що слугують концентраторами напружень, полег-шуючи iнiцiацiю та розвиток трщин у сталi трубопроводу. Таке зменшення довговiчностi спiвмiрне iз впливом на метал 3 %-го розчину №С1, що тдтвер-джуе ютотну агресивну дiю газогiдратiв на матерiал труби. Не варто забувати також про зменшення його пластичносп внаслщок експлуатацшно! деградацп, яка зумовлюе зниження показникiв трiщиностiйкостi, супроводжуеться навод-нюванням металу та нагромадженням розс1яного пошкодження в об'емi [6].
1 ю ю2 ю3 104 ю5 10® ю7 N. цикли Рис. 3. Крuвi втоми i корозШног втоми сталi 20
Синерпчна дiя корозiйного та механiчного чинникiв за таких умов е особливо небезпечною та потребуе докладного вивчення. Надалi необхiдно проводити корозiйно-втомнi випробовування зразюв, витриманих у газопдрат-ному середовищi у модельних розчинах, склад яких вщповщатиме складу подтоварное' води. Такий експеримент зможе достатньо коректно вдаворити експлуатацшш навантаження та впливи, а за його результатами можна буде прогнозувати ресурс та залишковий ресурс роботи газопроводу на дщянках з тдвищеним скупченням газогiдратних пробок.
Висновки. Дослщжено вплив газогiдратiв на матерiал трубопроводу (сталь 20) тсля 20 рокiв експлуатацil. Встановлено реальш фiзико-механiчнi характеристики трубно! сталi у сташ поставки i показано, що вони за деякими показниками на 20-30 % нижчi за подаш в сертифжап, що зумовлено впливом способу виробництва безшовних металевих труб.
Проведено втомш випробовування матерiалу трубопроводу тсля вит-римки у газогщрап за двома схемами та показано ютотний вплив газогiдратiв на довговiчнiсть сталi трубопроводу. Зменшення довговiчностi сягае 1,5-2,5 ра-зiв i мае враховуватися пщ час оцiнювання залишкового ресурсу та оптимiзацií режимiв експлуатацп тривалоексплуатованих трубопроводiв.
Надалi необхщно вивчити вплив часу експозицií та кшькосп циклiв "ут-ворення-розпаду" газопдратш на швидкiсть i характер корозшних процесш. Ок-рему увагу плануеться придiлити взаeмодií' компонентiв iнгiбiторiв корозп та iнгiбiторiв гiдратоутворення з метою оптишзацп ix вибору та досягнення максимального синергiчного ефекту.
Пот^бно також особливу увагу звернути на шдвищення ршня еколопч-ноí' безпеки шд час видобутку та транспортування нафти i газу, щляхом розроб-лення комплексноí' системи корозiйного мошторингу трубопроводiв.
Лiтература
1. Obanijesu E.O.. - Corrosion Education as a Tool for the Survival of Natural Gas Industry / E.O. Obanijesu, V. Pareek, R. Gubner, M.O. Tade // NAFTA Journal. - 2010. - Year 61, No 12. - Pp. 541-554.
2. Makogon Y.F. Hydrates of Hydrocarbons. Tulsa, Oklahoma / Y.F. Makogon // Pennwell publishing company, 1997. - 477 р.
3. Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование / Ю.Ф. Макогон. - М. : Изд-во "Недра", 1985. - 232 с.
4. Истомин В. А. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах сбора и промысловой обработки газа и нефти / В.А. Истомин. - М. : Изд-во "Наука", 1990. - 214 с.
5. Крижашвський C.I. Деформацшна поведшка стал1 трубопроводу при низькочастотнж втом1 / C.I. Крижашвський, Л.Я. Побережний // Трибофатика : пр. 4-го М1жиар. симшетуму з трибофатики, 23-27 вересня 2002 р., Тернопшь (Украша) / вщп. ред. В.Т. Трощенко. - Тернопшь : Вид-во ТДТУ 1м. 1вана Пулюя. - 2002. - Т. 1. - С. 296-300.
6. Крижаншський С. Розс1яна пошкоджешсть i деградаця властивостей сталей нафтових та газових трубопроводов / С. Крижащвський, Г. Никифорчин // Вiсиик ТНТУ : зб. наук. праць. -Тернопшь : Вид-во ТНТУ iм. 1вана Пулюя. - 2011. - Спецвип.: ч. 1. - С. 30-36.
Побережный Л.Я., Грицанчук А.В., Грицанчук В.В. Влияние газогидратов на долговечность стали трубопровода
Одной из наименее изученной коррозией является коррозия под действием газовых гидратов. Данная коррозия относится к точечной коррозии, которая часто наблюдается как в нейтральном, так и в кислой среде. Ее очень сложно выявить. Проанализирован сортамент трубных сталей и отобраны для экспериментальных исследований влияния газовых гидратов на внутреннею поверхность образцы, вырезанные из трубопровода стали 20. Установлены реальные физико-механические характеристики трубной стали и показано, что они по некоторым показателям на 20-30 % ниже представленных в сертификате, что обусловлено влиянием способа производства бесшовных металлических труб.
Ключевые слова: внутритрубная коррозия, эксплуатационная деградация, коррозионная усталость, остаточный ресурс трубопровода.
Poberezhny L.Ya., HrytsanchukA.V., Hrytsanchuk V.V. The Influence of Hydrates on Durability of Steel Pipelines
One of the least studied is corrosion under the influence of gas hydrates. This relates to corrosion pitting, which is often seen both in fresh and in the acidic environment. This corrosion is difficult to detect. The assortment of pipe steels is analysed, and also some samples cut from steel 20 tubes are selected for experimental studies of the impact of gas hydrates on the internal surface of the pipeline. Real physical and mechanical properties of steel pipe are established. It is shown that they are in some indicators 20-30 % lower than given in the certificate, due to the influence of the mode of production of seamless steel pipes.
Keywords: in tube corrosion, exploitation degradation, corrosion fatigue, pipeline remaining resource.
