CC BY
23УДК 622.692.4.076+620.197
А.М. Ангалев, к.т.н., заместитель генерального директора по диагностике, ОАО «Оргэнергогаз» (Москва, Россия), e-mail: angaiev@oeg.gazprom.ru; Д.С. Бутусов, к.т.н., директор ИТЦ «Оргтехдиагностика», ОАО «Оргэнергогаз» (Москва, Россия), e-maii: butusov@oeg.gazprom.ru; А.В. Топилин, генеральный директор, ОАО «Оргэнергогаз», e-maii: topiiin@oeg.gazprom. ru
Комплексный подход к решению проблемы коррозионного растрескивания под напряжением на трубопроводах компрессорных станций ОАО «Газпром»
Рассматриваются современные подходы к решению задачи построения системы стресс-коррозионной защиты технологических трубопроводов компрессорных станций (КС) при формировании системы управления техническим состоянием и целостностью газотранспортной системы ОАО «Газпром».
Отмечено, что одним из наиболее опасных производственных объектов ОАО «Газпром» является компрессорная станция. Уровень риска аварии на объекте в основном определяется техническим состоянием технологических трубопроводов КС. Поэтому качественное диагностирование технологических трубопроводов и трубопроводов шлейфов входа-выхода актуально для обеспечения промышленной безопасности и эксплуатационной надежности такого производственного объекта, как КС.
В настоящее время на трубопроводах КС единственным средством контроля и выявления дефектов без вскрытия трубы и снятия изоляции является внутритрубная дефектоскопия трубопроводов (ВТД). В статье показано, что применение ВТД не обеспечивает полной защиты трубопроводов КС от процессов КРН, и обоснована необходимость нового подхода к проблеме КРН.
Предложен комплексный подход к решению проблемы КРН. Подход заключается в организации своевременного выявления и ремонта наиболее опасных дефектов, а также в организации системы контроля и мониторинга, направленной на предотвращение появления дефектов на трубопроводах. Приведены результаты анализа факторов риска КРН для различных механизмов образования и развития дефектов. Определено, что на стадии инкубационного периода развития трещины КРН основным внешним действующим фактором является фактор повышенного уровня напряженно-деформированного состояния (НДС) металла трубопровода.
В соответствии с предложенным подходом к решению проблемы КРН на трубопроводах КС представлены новые разработки: роботизированное средство внутритрубной диагностики технологических трубопроводов КС, предназначенное для достоверного выявления дефектов коррозионного растрескивания под напряжением (КРН), и система контроля (мониторинга) напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов, предназначенная для предупреждения зарождения дефектов КРН.
Ключевые слова: промышленная безопасность, система управления целостностью, опасный производственный объект, компрессорная станция, технологические трубопроводы, напряженно-деформированное состояние, коррозионное растрескивание под напряжением, внутритрубная диагностика, мониторинг.
A.M. Angalev, Candidate of Science (Engineering), Deputy Director General for Diagnostics, Orgenergogas JSC (Moscow, Russia), e-mail: angalev@oeg.gazprom.ru; D.S. Butusov, Candidate of Science (Engineering), Director of Orgtechdiagnostika Engineering and Technical Center (ETC), Orgenergogas JSC (Moscow, Russia), e-mail: butusov@oeg.gazprom.ru; А.V. Topilin, Director General, Orgenergogas JSC, e-mail: topilin@oeg.gazprom.ru
An integrated approach to solve the problem of stress corrosion cracking (SCC) at Gazprom JSC compressor stations pipelines
Modern approaches to the problem of a stress corrosion protection system development are examined for compressor stations (CS) process pipelines during the development of a control system for Gazprom JSC technical condition and gas transportation system integrity.
It is noted that a compressor station is one of the most hazardous industrial facilities of Gazprom JSC. The level of the accident risk at the site is mainly determined by the technical condition of the CS process pipelines. Therefore, qualitative
DIAGNOSIS
diagnostics of process pipelines and input-output flow lines is important for the safety and operational reliability maintenance of such production facility as CS.
Currently, pipelines pig inspection (PPI) is the only control and flaws detection method at CS pipelines without pipeline opening and insulation removal. The article shows that the PPI application does not provide full protection of CS pipelines from the SCC processes, and proves the necessity of using a new approach to the SCC issue.
An integrated approach to the SCC is suggested. An integrated approach involves the organization of early detection and maintenance of the most dangerous flaws, as well as the organization of control and monitoring systems designed to prevent the occurrence of flaws in pipelines. SCC risk factors analyses are represented for different mechanisms of flaws formation and development. It was determined that the main external factor influencing the SCC crack development during the latent period is the increased level of pipe metal stress-strain state (SSS).
The following new developments are represented according to the proposed approach to the SCC issue for CS pipelines: robotized pipelines pig inspection method for CS process pipelines designed for reliable detection of stress corrosion cracking (SCC) flaws, and control (monitoring) system of the stress-strain state for process pipelines, designed to prevent the SCC flaws appearance.
Keywords: industrial safety, integrity management system, hazardous production facility, compressor station, process pipelines, stress-strain state, stress corrosion cracking, pipeline pig inspection, monitoring.
В настоящее время перед ОАО «Газпром» стоит задача обеспечения работоспособности газопроводов и основного технологического оборудования в условиях высокого износа основных производственных фондов и ограниченных инвестиционных возможностей по их капитальному ремонту и реконструкции. Одним из наиболее перспективных и экономически обоснованных вариантов решения данной проблемы является активное предотвращение различных инцидентов, аварий и чрезвычайных ситуаций, построенное на прогнозировании технического состояния объектов. ОАО «Газпром» решает эту задачу путем создания и реализации целевых комплексных программ, к которым, в частности, относится создание системы управления целостностью газотранспортной системы (ГТС). Система управления целостностью ГТС проектируется как вертикально-интегрированное решение, в соответствии с которым информация по текущему техническому состоянию производственного объекта, выработка рекомендаций и осуществление мероприятий по надежности эксплуатации производятся на основе результатов диагностического обследования оборудования и трубопрово-
дов, с использованием инструментов управления рисками, моделирования и прогнозирования. Одним из наиболее опасных производственных объектов ОАО «Газпром» является компрессорная станция (КС). Поскольку уровень риска аварии на объекте в основном определяется техническим состоянием технологических трубопроводов КС, качественное диагностирование технологических трубопроводов и трубопроводов шлейфов входа-выхода актуально для обеспечения промышленной безопасности и эксплуатационной надежности КС. Следует отметить, что любой дефект трубопровода (дефект изготовления, строительный или эксплуатационный) снижает несущую способность трубопровода и может привести к разрыву трубы при превышении проектных нагрузок, рассчитанных в соответствии со СНиП 2.05.06-85* и СТО Газпром 2-2.1249-2008. Однако наиболее опасными являются дефекты, связанные с процессом коррозионного растрескивания под напряжением (КРН), в образование которых существенный вклад вносят и технология изготовления стали и трубы, и нарушения при строительстве трубопровода, и условия эксплуатации.
Основная опасность этих дефектов определяется тем, что в отличие от дефектов монтажа и изготовления они развиваются со временем эксплуатации, причем скорость их развития существенно зависит от внешних условий. В течение десяти лет тенденция к росту дефектов КРН прослеживается для всех основных диаметров трубы для КС (рис. 1). Таким образом, основная задача диагностики технологических трубопроводов КС состоит в том, чтобы как минимум остановить рост количества дефектов КРН. Сегодня на трубопроводах КС, так же как и на трубопроводах линейной части магистральных газопроводов (ЛЧ МГ), единственным средством контроля и выявления дефектов без вскрытия трубы и снятия изоляции является вну-тритрубная дефектоскопия трубопроводов (ВТД). Однако опыт показывает, что применение ВТД не обеспечивает полной защиты трубопроводов от процессов КРН.
Опыт борьбы с явлением КРН на ЛЧ МГ, использованный на трубопроводах КС и оформленный СТО Газпром 2-2.3-4122010 «Инструкция по определению потенциально опасных стресс-коррозионных участков и техническому
Ссылка для цитирования (for references):
Ангалев А.М., Бутусов Д.С., Топилин А.В. Комплексный подход к решению проблемы коррозионного растрескивания под напряжением на трубопроводах компрессорных станций ОАО «Газпром» // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2015. - № 4. - С. 52-60.
Angalev A.M., Butusov D.S., Topilin А^. Kompleksnyj podhod k resheniju problemy korrozionnogo rastreskivanija pod naprjazheniem na truboprovodah kompressornyh stancij OAO «Gazprom» [An integrated approach to solve the problem of stress corrosion cracking (SCC) at Gazprom JSC compressor stations pipelines]. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2015, No 4. P. 52-60.
ДИАГНОСТИКА
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Рис. 1. Распределение выявленных дефектов КРН по времени и по диаметрам трубопроводов КС Fig. 1. SSC revealed flaws distribution by time and CS pipelines diameters
диагностированию технологических трубопроводов газа компрессорных станций», также не привел к снижению количества выявляемых дефектов КРН. В настоящее время работоспособность системы магистральных газопроводов обеспечивается диагностикой, своевременным выявлением уже образовавшихся дефектов КРН с применением вну-тритрубных снарядов-дефектоскопов и последующим ремонтом дефектной трубы. При этом гарантированно выявляются дефекты размером не менее 20% от толщины стенки трубопровода. Пропуск развивающихся мелких дефектов компенсируется повторным пропуском снарядов-дефектоскопов по тому же участку через 4-5 лет и новым ремонтом трубопровода. Быстроразви-вающиеся (в течение 2-3 лет) мелкие
дефекты приводят к разрыву трубопровода и аварийному ремонту. Таким образом, конца процессу «диагностика - ремонт - диагностика - ...» не видно. Единственное, что удалось осуществить на трубопроводах ЛЧ МГ, это остановить рост количества дефектов КРН и стабилизировать их количество на определенном уровне. Такой подход к технологическим трубопроводам КС недопустим: авария на КС, где сконцентрировано большое количество технических устройств, оборудования и сооружений, может привести к большим экономическим потерям и человеческим жертвам. Необходим комплексный подход к решению проблемы КРН, который заключается в своевременном выявлении и ремонте наиболее опасных дефектов,
а также в организации системы контроля и мониторинга, направленной на предотвращение появления дефектов на эксплуатирующихся и отремонтированных трубопроводах в будущем.
РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ СОСТОИТ ИЗ ТРЕХ ЧАСТЕЙ, ОБУСЛАВЛИВАЮЩИХ КОМПЛЕКСНОСТЬ ПОДХОДА:
1) в первую очередь необходимо выявить все дефекты КРН, образовавшиеся на технологических коммуникациях КС, и произвести ремонт трубопроводов с дефектами;
2) параллельно с решением первой части требуется определить основные причины зарождения дефектов КРН на трубопроводах, для того чтобы иметь возможность ограничить влияние факторов, порожденных этими причинами;
3) решение третьей части задачи состоит в разработке и внедрении систем контроля (мониторинга) воздействия основных факторов на трубопровод в течение времени эксплуатации. Роботизированные средства внутри-трубной диагностики (ВТД) технологических трубопроводов КС являются основой для решения первой части комплексной задачи - достоверного выявления дефектов КРН. Существующие и разрабатываемые сегодня в Российской Федерации роботы ВТД КС представлены на рисунке 2. Робот-трактор ЗАО «КТПИ «Газпроект» (рис. 2а) работает в основном как толщиномер, выявляющий общую и язвенную коррозию. При этом эффективность выявления дефектов КРН вращающимся электромагнитоакустическим (ЭМА)
а) б) в)
Рис. 2. Роботизированные средства диагностики
а) робот-трактор ЗАО «КТПИ «Газпроект»; б) робот-сканер на магнитных колесах ЗАО «Интроскан-технолоджи»; в) роботизированное средство диагностики ОАО «Оргэнергогаз» Fig. 2. Robotized diagnostics tools
а) KTPI Gasproekt CJSC tractor robot; b) Introskan-Technology CJSC scanner robot with solenoid wheels; c) Orgenergogas JSC robotized diagnostic tool
54
№ 4 апрель 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
DIAGNOSIS
датчиком низкая. Обнаруживаются в лучшем случае трещины КРН глубиной более 30-40% толщины стенки трубы. К тому же загрузка трактора в трубопровод требует шурфовки и проведения огневых работ по вырезке нескольких катушек на технологических трубопроводах КС. Также указанное средство не способно проходить вертикальные тройники, что резко ограничивает область его применения. Робот-сканер на магнитных колесах ЗАО «Интроскан-технолоджи» (рис. 2б), находящийся в стадии разработки, должен выявлять трещины КРН глубиной от 15% стенки трубы, может загружаться в трубопровод через люк-лаз или обратный клапан, может проходить вертикальные тройники. Небольшие размеры робота, с одной стороны, являются преимуществом, т.к. позволяют производить дефектоскопию трубопроводов малых диаметров (от 300 мм), но, с другой стороны, существенно увеличивают время прохождения робота при диагностировании трубопроводов больших диаметров - заявленная скорость сканирования составляет 0,19 п.м в мин. То есть за один час
работы может быть продиагностировано не более 12 п.м трубы. При этом следует отметить, что на трубопроводах малых диаметров дефекты КРН не выявлены. Дефекты КРН выявляются на трубах, начиная с Ду 700 мм. Роботизированное средство диагностики технологических трубопроводов КС, разработанное ОАО «Оргэнергогаз» специально для диагностики дефектов КРН (рис. 2в), позволяет выявлять трещины глубиной от 5% толщины стенки трубы, загружаться в люк-лаз или обратный клапан без разрезки трубопровода и проходить любые вертикальные тройники и участки. За одну загрузку в трубопровод (без подзарядки аккумуляторов) робот может произвести сплошное сканирование 250 м трубы с прохождением нескольких вертикальных участков или тройниковых элементов. При прохождении только горизонтальных участков трубопровода одной зарядки аккумуляторов хватает на диагностирование участка трубы общей протяженностью не менее 1 км. Скорость движения при сплошной дефектоскопии трубы - до 5 п.м/мин.
Управление современными средствами ВТД производится по технологии Wi-Fi и позволяет обойтись без катушки с кабелем, что освобождает место для полноценного диагностического оборудования (повышение достоверности) и дополнительных аккумуляторных батарей (увеличение пробега). В ближайшей перспективе вероятность выявления дефектов КРН роботизированными средствами диагностики приблизится к вероятности выявления дефектов при диагностическом сопровождении капитального ремонта трубопроводов, когда проводится диагностирование внешней поверхности трубы при снятом изоляционном покрытии. Важно отметить, что использование роботов позволяет исключить погрешность, вносимую человеческим фактором. Дело в том, что идентификация дефектов КРН при капитальном ремонте трубопроводов КС ведется вручную с использованием визуально-измерительного, вихретокового и магнитопорошко-вого методов неразрушающего контроля и зависит прежде всего от квалификации и внимания дефектоскописта.
"А, 1
ОАО «Заводоуковский машиностроительный завод»
ОДО ЗАВОДОУКОВСКИЙ МЛШИНОСТРОИТЕЛЬНЬ
I
l' VI «эмоо» |
«W ж
Тел. +7 (34542) 2-34-78 - приемная; +7 (34542) 2-12-04, 2-33-36, 2-33-20, 6-15-77 - отдел маркетинга zmz@kedrvagon.ru www.kedrvagon.ru
выпускает прицепы вагоны-дома передвижные модели «Кедр»:
на полозьях, на раме, на шасси, а также здания мобильные контейнерного типа «Кедр-БК» различного назначения.
Это жилые вагоны-дома на 8 человек, повышенной комфортности на одного или четырех человек, пункты питания, сушилки, склады ДЛЯ хранения продуктов, сауны с душем, инструменталки, а также жилые городки из блок-модулей контейнерного типа различных модификаций.
Йг ililr,;
ДИАГНОСТИКА
Таким образом, активное применение современных роботизированных средств диагностики технологических трубопроводов позволяет решить первую часть комплексной задачи по созданию системы защиты трубопроводов от дефектов КРН.
Решение второй части комплексной задачи зависит от корректного определения основных факторов риска зарождения и развития дефектов КРН на технологических трубопроводах. В соответствии с традиционными представлениями, стресс-коррозия трубных сталей - это процесс разрушения металла за счет образования хрупких трещин под действием рабочей нагрузки и коррозионной среды. Подходы к решению проблемы КРН в СССР в химической, атомной,авиационной и оборонной промышленности были сделаны еще в 1970-е гг. На основании изучения научно-технической литературы можно сделать вывод, что на сегодняшний день существуют три основные гипотезы, объясняющие механизм образования и развития дефектов КРН на магистральных трубопроводах [1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8]:
• водородное растрескивание,
• анодное растворение,
• структурная неоднородность стали, изменяющаяся под нагрузкой и со временем эксплуатации.
Считается, что одновременно, в зависимости от внешних условий и состава газа, могут работать как механизмы водородного растрескивания и анодного растворения, так и механизм анодного растворения, связанный со структурной неоднородностью стали и с изменением структуры металла под нагрузкой и со временем эксплуатации.
СТО Газпром 2-2.3-412-2010 «Инструкция по определению потенциально опасных стресс-коррозионных участков и техническому диагностированию технологических трубопроводов газа компрессорных станций» определяет интегральный показатель стресс-коррозионной опасности для 1-го участка трубопровода как сумму четырех факторов риска КРН:
I. = Н. + Г + ^ + г., (1)
где I. - интегральный показатель
стресс-коррозионной опасности;
Н. - направление поверхностного стока
вод вдоль оси трубопровода;
Г. - показатель фактора риска нагрузки;
^ - показатель изменения свойств
грунта;
г. - показатель состояния защитного покрытия.
Практика работы по выявлению потенциально опасных стресс-коррозионных участков трубопроводов КС показала, что определение факторов риска требует доработки. Применение указанной методики затрудняется нечеткостями в определении факторов риска:
• показатели факторов риска КРН напрямую не связаны с техническим состоянием трубопровода и фактически характеризуют только состояние окружающей среды при необходимости анализа всей системы «транспортируемый газ - металл газопровода - окружающая среда»;
• отсутствует зависимость показателей факторов риска от времени, в то же время очевидно, что они зависят или от времени эксплуатации трубопровода, или от продолжительности воздействия фактора на трубопровод, или от того и другого вместе;
• показатель фактора риска нагрузки (Г.) определяется в одномерной постановке задачи по углу раскрытия (<р°) отвода между трубопроводами:
Г. = 20х(1800 - ф0)/900. (2)
Между тем фактор повышенного уровня напряженно-деформированного состояния (НДС) трубопровода в эксплуатации должен рассматриваться в трехмерной оболочечной постановке задачи. Трехмерная постановка задачи анализа НДС труб большого диаметра дополнительно обусловлена существованием значительной неравномерности зон деформации и напряжений по периметру труб после их производства. Зоны с повышенным уровнем остаточных напряжений с высокой степенью вероятности совпадают с обнаруженными на эксплуатируемых газопроводах стресс-коррозионными дефектами. Следовательно, в формуле (1) необходимо изменить показатель фактора риска
нагрузки, привести его в оболочечной постановке с учетом остаточных напряжений (К) и ввести дополнительный показатель фактора риска КРН (М.), определяемый состоянием металла трубопровода:
I. = Н. + N. + ^ + г. + М.. (3)
Практика показывает [9, 10, 11, 12], что в условиях основных транспортных коридоров ОАО «Газпром», скорее всего, работает механизм анодного растворения, связанный со структурной неоднородностью стали и с изменением структуры металла.
ХАРАКТЕРНЫЕ СВОЙСТВА МЕХАНИЗМА РАСТРЕСКИВАНИЯ, ОПРЕДЕЛЯЕМОГО СТРУКТУРНОЙ НЕОДНОРОДНОСТЬЮ СТАЛИ, СЛЕДУЮЩИЕ:
• микротрещины зарождаются на поверхности металла по границам зерен под действием растягивающих напряжений выше предела макроупругости стали (предела начала микропластической деформации) о0 « 0,7-0,8 о02 (т.е. пороговое разрушающее напряжение меньше предела текучести о02 трубной стали). Остаточные (внутренние) напряжения являются концентраторами, на которых зарождение микротрещины происходит в первую очередь;
• предел а0 не является постоянной величиной, а снижается с течением времени эксплуатации. Снижение связано с диффузией неравновесного углерода из кристаллической решетки феррита на границы зерен и образованием на них сетки карбидов;
• углерод, концентрирующийся на границах зерен, приводит к образованию жесткого и хрупкого карбидного каркаса, окружающего мягкое обезуглеро-женное зерно феррита. Под нагрузкой зерно деформируется, образуются микродефекты, которые при растрескивании карбидной сетки перерастают из поверхностных дефектов в микротрещины в глубину по границам зерен;
• для получения острой трещины при КРН ее боковые поверхности должны быть относительно инертными, тогда как вершина должна пребывать в условиях высокой химической активности.
DIAGNOSIS
То есть для развития микротрещины в трещину КРН скорость коррозии «боков» трещины должна быть много ниже скорости движения ее вершины. Карбидные слои в данном случае способствуют росту трещины КРН из-за интенсивного электрохимического растворения межфазной карбидной границы.
Отличие от гипотезы чистого анодного растворения заключаются в том, что зарождение трещины КРН (микротрещины) происходит без участия электролита: считается, что КРН - это в первую очередь растрескивание под напряжением, и только после появления микротрещины, сравнимой с размером зерна или несколько большей (« 50-70 мкм), добавляется коррозионная составляющая, способствующая росту трещины.
Общее с гипотезой анодного растворения - это существование предела окрн. В обоих случаях называются значения о « 0,7-0,8 „,, но только гипотеза за-
крн ' ' а02
рождения КРН, связывающая внешние и внутренние напряжения со структурой стали и ее изменением, дает физически непротиворечивое объяснение предела окрн, т.е. связывает его с пределом макроупругости о0.
В инженерной практике принято подразделять развитие процесса КРН на два условных периода:инкубационный и период развития трещины. Очевидно, что проведение мероприятий по снижению уровня риска аварии по причине КРН наиболее эффективно для инкубационного периода. Во-первых, прогнозирование зарождения дефекта КРН в стадии инкубационного периода позволяет заблаговременно в плановом порядке провести мероприятия по устранению причин, способствующих зарождению и развитию трещины, произвести подготовку и ремонт потенциально опасного участка. При этом в большинстве случаев есть возможность сохранить трубопровод в эксплуатации, т.е. обойтись без масштабных ремонтных работ, связанных со вскрытием трубы и вырезкой дефектного участка.
Во-вторых, на стадии инкубационного периода есть возможность существенно сократить количество показателей
Рис. 3. Среднее количество дефектов КРН на 1 км обследованных труб 0 1020 мм в зависимости от толщины стенки трубы
Fig. 3. SCC flaws average number per 1 km of 0 1020 mm inspected pipelines depending on the pipe wall thickness
факторов риска КРН, определяемых формулой (3). В случае справедливости предположения о том, что процесс КРН происходит вследствие действия механизма анодного растворения, связанного со структурной неоднородностью стали и с изменением структуры металла со временем эксплуатации, такие факторы, как состояние изоляции, свойства грунта и направление поверхностного стока вод вдоль оси трубопровода, определяемые в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-412-2010 показателями г., R. и Н., являются вторичными и способствуют ускоренному развитию уже образовавшейся микротрещины. Поэтому на стадии инкубационного периода показателями г., R. и Н. можно пренебречь, и формула (3) приводится к виду:
I. » N. + M..
1 инк. 1 1
(4)
На стадии инкубационного периода из перечня всех внешних факторов, влияющих на зарождение дефекта КРН, остается только фактор повышенного уровня НДС трубопровода. При этом следует отметить, что уровень НДС металла трубы оказывает решающее влияние на процесс КРН во всех трех основных гипотезах зарождения и развития дефектов [4, 5, 6, 7, 8, 9, 10]. То, что фактор повышенного уровня НДС является определяющим фактором риска КРН, подтверждается статистикой,
которая показывает, что одним из основных параметров трубы, влияющих на количество дефектов КРН, является толщина стенки (рис. 3). В первом приближении кривая аппроксимируется гиперболой, т.е. количество дефектов КРН определяется только величиной кольцевых напряжений в стенке трубы. При более точном рассмотрении аппроксимация представляется обратной экспонентой, а это может означать более сложную зависимость от ряда факторов, в т.ч. и от временного фактора старения трубной стали. Таким образом, решение второй части комплексной задачи заключается в том, что на стадии инкубационного периода возможно ограничить число внешних факторов риска КРН только одним -фактором повышенного уровня НДС металла трубы.
Подход к прогнозированию зарождения дефекта КРН в этом случае основывается на положении о существовании нижнего предела растягивающих напряжений в металле стенки трубы, ниже которого дефекты КРН не развиваются. При превышении амплитуды действующих на металл растягивающих напряжений выше определенного порогового разрушающего напряжения окрн происходит зарождение и развитие стресс-коррозионной трещины; при напряжениях меньше окрн зарождения трещин не происходит - имеет место только язвенная или питтинговая кор-
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 4 апрель 2015
57
Рис. 4. Функциональная схема измерения и контроля НДС трубопроводов КС «Добрянская» ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Fig. 4. SSS measuring and control functional diagram of Dobryanskaya CS pipelines, Gazprom ^ansgaz Tchaikovsky LLC
розия. Следовательно, решение третьей части комплексной задачи состоит в организации контроля (мониторинге) НДС металла трубы в течение времени эксплуатации.
Разрабатываемые и существующие на сегодня системы мониторинга технического состояния и целостности технологических трубопроводов включают в себя, как правило, блоки мониторинга НДС трубопроводов. Однако все указанные системы мониторинга, за редким исключением, осуществляют контрольную функцию сравнения НДС трубопровода с пределом текучести трубной стали о02 без каких-либо элементов управления процессом [13, 14, 15, 16, 17]. Между тем система организации стресс-коррозионной защиты должна быть организована как система мониторинга и управления НДС технологических трубопроводов КС. Известно, что система управления должна включать в себя подсистемы сбора, анализа информации и выработки управляющих решений, а также подсистему, обеспечивающую обратную связь, т.е. осуществляющую управляющее воздействие. Фактически в настоящее время в системах мониторинга НДС реализуются на практике
только блоки сбора и простейшего анализа информации.
В связи с тем что процессы зарождения трещины КРН «медленно идущие» и длительность стадии инкубационного периода КРН составляет не менее нескольких лет, предполагается, что перспективная система защиты трубопроводов от дефектов КРН должна работать в полуавтоматическом режиме и обеспечивать: 1) в автоматическом режиме:
• организацию контроля НДС технологических трубопроводов КС методами и средствами технической диагностики, который в каждом конкретном случае должен однозначно определять допустимый уровень деформации металла элементов технологических коммуникаций;
• реализацию алгоритмов выработки решений о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации (включая алгоритм количественного анализа риска и ожидаемого ущерба от аварии или инцидента) при превышении допустимого уровня деформации металла трубы (допустимых режимах работы, требуемом дополнительном контроле параметров, профилактических испы-
таниях и др.), а также при отработке элементами технологических коммуникаций КС нормативного срока службы;
• реализацию алгоритмов выработки рекомендаций (управляющих решений) по обеспечению эффективности, надежности и безопасности работы технологических трубопроводов (изменение нагрузки, оптимальные режимы, методы и сроки проведения технического обслуживания, сроки вывода в ремонт и виды ремонта) при наметившейся тенденции к превышению допустимого уровня деформации металла трубопровода;
2) и в ручном режиме, т.е. силами эксплуатационного и ремонтного персонала:
• осуществление прямого изменения НДС технологических трубопроводов КС без вырезки участка трубопровода (в частности, например, разгрузка трубы путем наложения муфты). Кроме этого, в статической постановке задачи управление НДС трубопровода может осуществляться изменением давления и температуры, а также изменением деформации трубопровода, преимущественно в осевом направлении. При динамическом нагружении изменение
DIAGNOSIS
НДС трубопровода связано с изменением параметров динамических процессов - вибрации трубопроводов и пульсации давления в них;
• проведение плановых ремонтных работ с разгрузкой трубопровода через его переукладку и с возможной заменой дефектного элемента. При этом подразумевается, что подсистема анализа информации и выработки управляющих решений заблаговременно, за год-два до зарождения трещины, обеспечит эксплуатационный персонал соответствующей информацией. Одна из современных систем мониторинга технического состояния трубопроводов КС, отвечающая указанным требованиям, была разработана ОАО «Оргэнергогаз». В ее состав входят три подсистемы: контроля пространственного положения трубопроводов, контроля статических и динамических напряжений, а также акустико-эмисси-онных измерений.
Основным элементом системы является подсистема контроля статических и динамических напряжений, необходимая для обеспечения безопасности эксплуатации газопровода за счет организации постоянного контроля состояния потенциально опасных участков. В 2013-2014 гг. ОАО «Оргэнергогаз» установило и провело опытную эксплуатацию системы на КС «Добрянская» ООО «Газпром трансгаз Чайковский» (рис. 4).
На рисунке 5 показаны основные измерительные элементы системы - катушки трубопровода с установленными на них комплектами оптоволоконных датчиков. Датчики калибруются на заводском стенде. С катушки в заводских условиях снимаются остаточные напряжения и устанавливается «ноль» измерения системы. Погрешность измерения системы
Рис. 5. Основные измерительные элементы системы - катушки трубопровода с установленными на них комплектами оптоволоконных датчиков перед установкой на КС
Fig. 5. System basic measurement elements - pipeline coils with fiber-optic sensors installed prior to installation at CS
при этом должна составлять не более 3%. После этого датчики закрываются, защищаются, и катушка вместе с датчиками покрывается изоляцией. В процессе опытной эксплуатации системы была апробирована не только аппаратная часть, но и:
• алгоритм работы, обеспечивающий соблюдение в эксплуатации условия непревышения величины действующих напряжений экспериментально полученного значения предела макроупругости о0, для чего из той же трубы были вырезаны темплеты для проведения механических испытаний и получения необходимых характеристик трубной стали с конкретного участка трубопровода;
• программный комплекс расчета остаточного времени инкубационного периода до вероятного зарождения трещины КРН.
Такой подход к опытной эксплуатации системы позволяет провести не только установку, опытную эксплуатацию и приемочные испытания системы измерения и контроля НДС технологических трубопроводов КС с использованием волоконно-оптических датчиков как элемента системы стресс-коррозионной защиты, но и апробацию алгоритма работы защиты трубопроводов КС от зарождения дефектов КРН. Таким образом, использование комплексного подхода к решению проблемы КРН и практическое решение трех взаимосвязанных задач позволит обеспечить контроль и прогнозирование технического состояния трубопроводов КС, а также существенно снизить уровень риска аварии на опасном производственном объекте по причине КРН.
Литература:
1. Романов В.В. Коррозионное растрескивание металлов. - М.: Машиностроение, 1960. - 180 с.
2. Ажогин Ф.Ф. Коррозионное растрескивание и защита высокопрочных сталей. - М.: Металлургия, 1974. - 256 с.
3. Василенко И.И., Мелехов Р.К. Коррозионное растрескивание сталей. - Киев: Наукова думка, 1977.
4. Канайкин В.А., Матвиенко А.Ф. Разрушение труб магистральных газопроводов. - Екатеринбург, 1997. - 102 с.
5. Сагарадзе В.В., Филиппов Ю.И., Матвиенко А.Ф., Мирошниченко Б.И. и др. Коррозионное растрескивание аустенитных и феррито-перлитных сталей. - Екатеринбург: УрО РАН, 2004. - 228 с.
6. Конакова М.А., Теплинский Ю.А. Коррозионное растрескивание под напряжением трубных сталей. - Санкт-Петербург, 2004. - 358 с.
7. Чувильдеев В.Н. Влияние старения на эксплуатационные свойства сталей магистральных газопроводов // В сб. трудов семинара «Проблемы старения сталей магистральных трубопроводов». - Н. Новгород: Университетская книга, 2006. - С. 18-67.
8. Климов П.В., Гумеров А.К., Кунафин Р.Н. Исследование и разработка методов торможения стресс-коррозии на примере магистральных газопроводов «Средняя Азия - Центр». - СПб.: ООО «Недра», 2011. - 228 с.
9. Мирошниченко Б.И. Старение газопроводов как фактор стресс-коррозионного поражения труб // В сб. трудов семинара «Проблемы старения сталей магистральных трубопроводов». - Н. Новгород: Университетская книга, 2006. - С. 132-145.
10. Сурков Ю.П., Рыбалко В.Г., Новгородов Д.В., Сурков А.Ю., Садртинов Р.А., Гейцан В.Б. Оценка возможности развития дефектов КРН на трубопроводах компрессорных станций // Дефектоскопия. - 2010. - № 6. - С. 81-92.
11. Нохрин А.В., Чувильдеев В.Н. Старение сталей труб магистральных газопроводов // Вестник Нижегородского университета им. Н.И. Лобачевского. - 2010. - № 5 (2). - С. 171-180.
12. Абросимов П.В., Бутусов Д.С., Перов С.Л., Проскуряков А.М., Шайхутдинов А.З. Оценка предрасположенности труб большого диаметра к развитию дефектов КРН // Газовая промышленность. - 2011. - № 9 (664). - С. 25-28.
13. Хасанов Р.Н., Султангареев Р.Х., Кашин А.М., Петров Н.Г., Захаров А.В. Создание и реализация системы мониторинга напряженно-деформированного состояния трубопроводов ООО «Пермтрансгаз», оборудованных «интеллектуальными вставками» // Материалы XV Международной деловой встречи «Диагностика-2005». - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2005. - Т. 1. - С. 163-167.
14. Егоров И.Ф., Петров Н.Г., Прохожаев О.Т., Радченко А.В., Сусликов С.П., Иващенко С.В. Опыт эксплуатации системы мониторинга технического состояния потенциально опасных участков горной части газопровода «Россия - Турция» // Материалы XV Международной деловой встречи «Ди-агностика-2005». - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2005. - Т. 1. - С. 180-184.
15. Королев В.А., Брайченко В.Н., Сугак С.И., Малахова О.В. Комплексный мониторинг состояния магистральных газопроводов ООО «Кубаньгазпром» в зонах с активными геодинамическими процессами // Материалы XVI Международной деловой встречи «Диагностика-2006». - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2006. - Т. 1. - С. 251-271.
16. Махутов Н.А., Митрофанов А.В., Барышов С.Н. Методы мониторинга, оценки и обеспечения безопасного состояния газохимического оборудования, эксплуатируемого в сероводородосодержащих смесях // Материалы XVII Международной деловой встречи «Диагностика-2007». - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. - Т. 2. - С. 63-84.
17. Контроль напряженно-деформированного состояния потенциально опасных участков трубопроводов // Газовая промышленность. - 2009. - № 7 (634). - С. 90-91.
References:
1. Romanov V.V. Korrozionnoe rastreskivanie metallov [Metals stress corrosion cracking]. Moscow, Mashinostroyeniye Publ., 1960. 180 pp.
2. Azhogin F.F. Korrozionnoe rastreskivanie izashhita vysokoprochnyh stalej [Stress corrosion cracking and high-strength steels protection]. Moscow, Metallurgiya Publ., 1974. 256 pp.
3. Vasilenko I.I., Melekhov R.K. Korrozionnoe rastreskivanie stalej [Steels stress corrosion cracking]. Kiev, Naukova Dumka Publ., 1977.
4. Kanaikin V.A., Matvienko A.F. Razrushenie trub magistral'nyh gazoprovodov [Gas pipelines failure]. Yekaterinburg, 1997. 102 pp.
5. Sagaradze V.V, Filippov Y.I, Matvienko A.F., Miroshnichenko B.I. et al. Korrozionnoe rastreskivanie austenitnyh iferrito-perlitnyh stalej [Austenitic and ferritic-pearlitic steels stress corrosion cracking]. Yekaterinburg, Ural Branch of the Russian Academy of Sciences, 2004. 228 pp.
6. Konakova M.A., Teplinskiy Y.A. Korrozionnoe rastreskivanie podnaprjazheniem trubnyh stalej [Pipe steels stress corrosion cracking]. Saint-Petersburg, 2004. 358 pp.
7. Chuvildeyev V.N. Vlijanie starenija na jekspluatacionnye svojstva stalej magistral'nyh gazoprovodov [The aging influence on the performance characteristics of the gas pipelines steel]. V sb. trudov seminara «Problemy starenija stalej magistral'nyh truboprovodov» [In the Coll. Papers of the seminar «Gas pipelines steels aging issues»]. Nizhniy Novgorod: Universitetskaya kniga, 2006. P. 18-67.
8. Klimov P.V., Gumerov A.K., Kunafin R.N. Issledovanie i razrabotka metodov tormozhenija stress-korrozii na primere magistral'nyh gazoprovodov «Srednjaja Azija - Centr» [Research and development with regard to the stress corrosion retardation methods by the example of the «Central Asia - Center» gas pipelines]. Saint-Petersburg, Nedra LLC, 2011. 228 pp.
9. Miroshnichenko B.I. Stareniegazoprovodov kak faktorstress-korrozionnogo porazhenija trub [Gas pipelines aging as a factor of pipes stress-corrosion damage]. V sb. trudov seminara «Problemy starenija stalej magistral'nyh truboprovodov» [In the Coll. Papers of the seminar «Gas pipelines steels aging issues»]. Nizhniy Novgorod: Universitetskaya kniga Publ., 2006. P. 132*145.
10. Surkov Y.P., Rybalko V.G., Novgorodov D.V., Surkov A.Y., Sadrtinov R.A., Geytsan V.B. Ocenka vozmozhnosti razvitija defektov KRN na truboprovodah kompressornyh stancij [SCC flaws development capability assessment at compressor stations pipelines]. Defektoskopija = NDT, 2010, No. 6. P. 81-92.
11. Nokhrin A.V., Chuvildeyev V.N. Starenie stalej trub magistral'nyh gazoprovodov [Gas pipelines steels aging]. Vestnik Nizhegorodskogo universiteta im. N.I. Lobachevskogo = Bulletin of the Lobachevsky State University of Nizhny Novgorod, 2010, No. 5 (2). P. 171-180.
12. Abrosimov P.V., Butusov D.S., Perov S.L., Proskuriakov A.M., Shaikhutdinov A.Z. Ocenka predraspolozhennosti trub bol'shogo diametra k razvitiju defektov KRN [Large diameter pipelines disposition assessment to the SCC flaws development]. Gazovaja promyshlennost' = Gas industry, 2011, No. 9 (664). P. 25-28.
13. Khasanov R.N., Sultangareyev R.Kh., Kashin A.M., Petrov N.G., Zakharov A.V. Sozdanie irealizacijasistemymonitoringanaprjazhenno-deformirovannogo sostojanija truboprovodov OOO «Permtransgaz», oborudovannyh «intellektual'nymi vstavkami» [Development and implementation of the stressstrain state monitoring system for Permtransgaz LLC pipelines, equipped with «smart inserts»]. Materialy XV Mezhdunarodnoj delovoj vstrechi «Diagnostika-2005» [Materials of the XV International business meeting «Diagnostics 2005»]. Moscow, IPC Gazprom LLC, 2005, Vol. 1. P. 163-167.
14. Yegorov I.F., Petrov N.G., Prokhozhaev O.T., Radchenko A.V., Suslikov S.P., Ivashchenko S.V. Opyt jekspluataciisistemy monitoringa tehnicheskogo sostojanija potencial'no opasnyh uchastkovgornojchastigazoprovoda «Rossija - Turcija» [The experience of the potentially hazardous sites technical condition monitoring system operation for mountainous part of the «Russia - Turkey» gas pipelines]. Materialy XV Mezhdunarodnoj delovoj vstrechi «Diagnostika-2005» [Materials of the XV International business meeting «Diagnostics 2005»]. Moscow, IPC Gazprom LLC, 2005, Vol. 1. P. 180-184.
15. Korolev V.A., Braychenko V.N., Sugak S.I., Malakhov O.V. Kompleksnyj monitoring sostojanija magistral'nyh gazoprovodov OOO «Kuban'gazprom» v zonah s aktivnymigeodinamicheskimi processami [An integrated monitoring of the Kubangazprom LLC gas pipelines state in areas with active geodynamic processes]. Materialy XVI Mezhdunarodnoj delovoj vstrechi «Diagnostika-2006» [Materials of the XVI International business meeting «Diagnostics 2006»]. Moscow, IPC Gazprom LLC, 2006, Vol. 1. P. 251-271.
16. Makhutov N.A., Mitrofanov A.V., Baryshov S.N. Metodymonitoringa, ocenkiiobespechenija bezopasnogosostojanijagazohimicheskogo oborudovanija, jekspluatiruemogo vserovodorodosoderzhashhih smesjah [Monitoring, assessment and safe conditions maintenance methods of gas and chemical equipment used in hydrogen sulphide mixtures]. Materialy XVII Mezhdunarodnoj delovoj vstrechi «Diagnostika-2007» [Materials of the XVII International business meeting «Diagnostics 2007»]. Moscow, IPC Gazprom LLC, 2007, Vol. 2. P. 63-84.
17. Kontrol' naprjazhenno-deformirovannogo sostojanija potencial'no opasnyh uchastkov truboprovodov [Stress-strain state monitoring of pipelines potentially hazardous areas]. Gazovaja promyshlennost' = Gas industry, 2009, No. 7 (634). P. 90-91.
