ООО "БИОХИМ", 192019, Санкт-Петербург, ул. Седова д. 11, лит. А, ТОЦ 'Эврика', офис 909.
тел.: +7 812 380-8205
т./ф.: +7 812 380-8206
e-mail: info@biohim.ru
о компании / о коррозии / библиотека / методы защиты / продукция / контакты/ области применения
Главная страница   Главная
ООО   ООО "БИОХИМ"
новости   новости
информация о коррозии   о коррозии
библиотека   библиотека
методы защиты   методы защиты
продукция   продукция
контакты   контакты
фотогалерея   фотогалерея
области применения   области применения
faq   faq
Библиотека




Аскаров Р.М. ВЛИЯНИЕ ПОГРЕШНОСТЕЙ СТРОИТЕЛЬНО-МОНТАЖНЫХ РАБОТ НА КРН. // Газовая промышленность (Москва).- 20.03.2002.- 003.- C.86-87
Вернуться в алфавитный список статей
Вернуться в тематический список статей

Текст публикации:
ВЛИЯНИЕ ПОГРЕШНОСТЕЙ СТРОИТЕЛЬНО-МОНТАЖНЫХ РАБОТ НА КРН.

Погрешности строительно-монтажных работ при сооружении газопроводов, выражающиеся в несовпадении профиля трубопровода и траншеи, вызывают значительные напряжения на изгиб, которые совместно с другими факторами способствуют возникновению и развитию стресс-коррозионных дефектов поперечного направления.

В Баштрансгазе за три месяца 1998 г. произошло шесть аварий на газопроводах диаметром 1420 мм, пять из них по причине коррозионного растрескивания под напряжением (КРН), или стресс-#коррозии. Две аварии сопровождались взрывами и возгоранием газа, при этом стресс-коррозионные дефекты в основном располагались в продольном направлении параллельно оси газопровода. Для трех аварийных мест утечек дефекты, их вызвавшие, были ориентированы в поперечном направлении. Аналогичные поперечные трещины, вызвавшие в Баштрансгазе две аварийные утечки, наблюдались на входе в КС в апреле 1997 г. Трещины располагались перпендикулярно оси газопровода на нижней его половине и имели длину до половины диаметра с шириной раскрытия до 50 мм. При этом в трех случаях магистральные трещины располагались в зоне термического влияния поперечных сварных стыков. В одном случае они наблюдались по рискам поперечного направления, в другом - на верхней образующей трубы напротив трещины образовалась гофра высотой 60 мм. Кроме того, в районе магистральных трещин, вызвавших аварию, располагались или сетка трещин, или отдельные трещины, ориентированные в основном в поперечном направлении.

Аварии, вызванные продольными стресс-коррозионными дефектами, являются типичными для газопроводов большого диаметра, в то же время крупные поперечные стресс-коррозионные дефекты в России ранее обнаружены не были.

Изучение материалов расследования аварий, анализ проектной и исполнительской документации позволили определить основные причины возникновения и развития поперечных трещин стресс-коррозионного характера. Все перечисленные аварии произошли в нижних частях рельефа (пересыхающие в летний период водотоки) в сильно пересеченной местности с перепадом высот до 160 м, на газопроводах III категории с глубиной заложения от 2, 0-3, 5 м. Давление газа составляло 7, 3 МПа на выходе КС и 5, 9-6, 3 МПа на входе в КС. Трубы были харцызского производства и импортные с толщиной стенки 15, 7 и 16, 5 мм, в том числе кривые холодного гнутья.

Газопровод строился поточным методом специализированными организациями. Причем организация, проводившая земляные работы, в соответствии с проектом выводила профиль траншеи под крутоизогнутые отводы, а организация, осуществлявшая сварочно-монтажные работы, таких отводов не имела и, по согласованию с проектной организацией, использовала для замены крутоизогнутого отвода сварной отвод из секторов (трассовый вариант) или кривые холодного гнутья.

Сварные отводы имеют свои недостатки, и в дальнейшем производство их в полевых условиях было запрещено, тем не менее дефектов стресс-коррозионного характера на таких объектах на предприятии обнаружено не было.

Рассмотрим на примере участка газопровода Уренгой - Петровск (1853 км), где произошла авария 19.11.98 г., к чему привела замена крутоизогнутого отвода (30ш) кривыми холодного гнутья радиусом 60 м (рисунок).

Участок газопровода пересекает овраг, пересыхающий в летнее время с перепадом высот 10 м на длине 45 м, горизонт высоких вод 221, 2 м, глубина заложения трубы 219, 3 м, натурные отметки (абсолютные) 220, 3 м. Из-за несовпадения профилей траншеи и трубопровода между ними образовался зазор в 1, 7м на длине 37, 5 м, вследствие чего под весом трубы и грунта возникли дополнительные напряжения на изгиб, растягивающие нижнюю образующую трубы и сжимающую верхнюю. Это не означает, что под трубопроводом осталось пустое пространство. В приведенном примере (см. рисунок, сечение А-А) ложе формировалось следующим образом. Согласно [1], ширина траншеи при строительстве газопровода понизу составляет D+0, 5 м, поэтому при засыпке ее бульдозером грунт засыпки частично попадал под трубопровод, частично задерживался на верхней половине трубы, создавая дополнительную нагрузку на трубу и отжимая плеть к другой стороне траншеи.

При засыпке траншеи бульдозером с другой стороны из-за узкого зазора между плетью и стенкой траншеи еще меньшее количество грунта попадало под трубу. К тому же грунтом засыпки, оставшимся под трубой, является суглинок (грунт нарушенной структуры) с коэффициентом разрыхления 1, 2-1, 4, который под действием нагрузки будет оседать, а трубопровод соответственно - изгибаться. Расчеты напряженно-деформированного состояния рассматриваемого участка показали, что напряжения на изгиб составили 400 МПа [21, что значительно превосходит рассчитанные согласно [1] кольцевые напряжения от внутреннего давления 337 МПа (р 7, 3 МПа) и 273 МПа (р 5, 9 МПа), и сопоставимы с расчетными показателями предела текучести 382 МПа для этой группы трубных сталей Х70, т. е. были созданы условия (напряжения), достаточные для зарождения и роста трещины в поперечном направлении.

Другим серьезным фактором, возникшим от неприлегания трубы к дну траншеи и повлиявшим на развитие стресс-коррозионных процессов, является пленочное покрытие трассового нанесения, срок годности которого ограничен. На нем образовались гофры, провисы, повреждения, что привело к ослаблению электрохимзащиты, способствовало поступлению к трубе грунтовых вод (фактически электролит).

При контакте трубы с электролитом начинается процесс накопления повреждений на поверхности металла, который, как правило, развивается как электрохимический процесс на незащищенной поверхности металла.

Другим важным условием протекания КРН является наличие в водном потоке активных соединений, вызывающих накопление микроповреждений в вершинах трещин. Эти соединения формируются в результате жизнедеятельности бактерий (микроорганизмов) и химических реакций разложения органических веществ растительного и животного происхождения. Указанные соединения уносятся с поверхности земли и попадают к газопроводу с поверхностными внутригрунтовыми водами, что и вызывает возрастание концентрации активных веществ, вызывающих КРН.

Из опыта известно, что наиболее крупные стресс-коррозионные дефекты находятся на пересечении газопровода с пересыхающими водотоками. Это связано с более высокой концентрацией активных веществ в воде, а также со сменой анаэробных и аэробных условий. При этом в анаэробных условиях происходит рост стресс-коррозионных дефектов, а в аэробных - разрушение праймера и клеящего слоя изоляционного покрытия, что приводит к потере адгезии изоляции к трубе. Визуальным признаком анаэробных условий является наличие белых продуктов#коррозии под изоляцией, а аэробных -наличие коричневых продуктов #коррозии.

Кроме того, необходимо отметить роль концентраторов напряжений. В трех случаях из пяти развитие стресс-коррозионных трещин проходило в зоне термического влияния поперечных сварных стыков (естественный концентратор напряжений), в одном - по поперечным рискам, возникшим в процессе изготовления или транспортировки трубы.

Таким образом, погрешности строительно-монтажных работ, выразившиеся в несовпадении профиля трубной плети и профиля дна траншеи, вызвали напряжения на изгиб, сопоставимые с пределом текучести трубной стали, а пленочное покрытие трассового нанесения не смогло защитить нижнюю образующую трубы от грунтовых вод и микроорганизмов. Наличие концентраторов напряжений в четырех случаях из пяти определяло направление развития стресс-коррозионных трещин. Все это, вместе взятое, способствовало возникновению дефекта поперечного направления и развитию его по механизму КРН.

Схема укладки плети при строительстве газопроводов:

Схема

Список литературы

1. СНиП2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. - М.: ЦИТП Госстроя РФ, 1997. - 60 с.

2. Асадуллин М.З. Выявление и ремонт участков магистральных газопроводов больших диаметров, подверженных стресс-#коррозии: Дис.... канд. техн. наук. -Уфа:УГНТУ, 2001. - 182 с.



Вернуться в алфавитный список статей
Вернуться в тематический список статей

Внимание! Администрация библиотеки предупреждает всех своих пользователей, что за всеми публикациями, представленными в библиотеке, сохраняется право автора на использование своего произведения или иного владельца исключительных прав на использование произведения.
создание сайта: Это Design